NO20121291A1

NO20121291A1 - Drilling vessel with dual drilling activity

Info

Publication number: NO20121291A1
Application number: NO20121291A
Authority: NO
Inventors: Gavin Humphreys
Original assignee: Stena Drilling Ltd
Priority date: 2010-04-07
Filing date: 2012-11-02
Publication date: 2012-11-02
Also published as: WO2011124961A3; GB201217371D0; GB2491533A; MY166256A; US20110247827A1; AU2011236556B2; WO2011124961A2; GB2491533B; RU2012147270A; AU2011236556A1; RU2549301C2; BR112012025363A2

Abstract

Et enkelt boreskip kan være utstyrt med to boresentre, der hvert er i stand til kjøre stigerør. Hvert boresenter har et sett med rør lagret for anvendelse i sammenheng med dette boresenteret, der disse rørene inkluderer stigerør. Likevel er stigerørene for ett boresenter av en mindre diameter enn stigerørene for det andre boresenteret. I tilfellet at en brønn boret av et hovedboresenter svikter kan en avlastningsbrønn bores fra det samme skipet ved å benytte et sekundært boresente.A single drilling vessel may be equipped with two drilling centers, each capable of running riser. Each drilling center has a set of tubes stored for use in connection with this drilling center, where these tubes include riser tubes. Nevertheless, the risers for one drill center are of a smaller diameter than the risers for the other drill center. In the event that a well drilled by a main drilling center fails, a relief well can be drilled from the same ship using a secondary drilling center.

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

Oppfinnelsen vedrører generelt offshore-boreoperasjoner. The invention generally relates to offshore drilling operations.

Offshore-boreoperasjoner kan bli implementert med en mengde ulike plattformer som kan bli forsvarlig forankret til sjøbunnen. Disse plattformene kan være effektive i grunnere farvann. På større dyp er det generelt ønskelig å benytte skip eller delvis nedsenkbare rigger for å utføre slike dypvannsboreoperasjoner. Offshore drilling operations can be implemented with a number of different platforms that can be securely anchored to the seabed. These platforms can be effective in shallower waters. At greater depths, it is generally desirable to use ships or partially submersible rigs to carry out such deep-water drilling operations.

Disse skipene eller riggene kan bli nøyaktig posisjonert på en ønsket posisjon slik at boreutstyret kan bli drevet slik at det nøyaktig borer brønner på ønskede posisjoner. Skipet eller riggen kan bli holdt i posisjon ved dynamisk posisjonering, til og med ved ekstreme vær og bølgeforhold. Som benyttet her er et "skip" en flytende plattform som er i stand til å forflytte seg selv, eller bli skjøvet, trukket eller tauet. Det inkluderer delvis nedsenkbare rigger og selvdrevne fartøy. These ships or rigs can be precisely positioned at a desired position so that the drilling equipment can be driven so that it accurately drills wells at desired positions. The ship or rig can be held in position by dynamic positioning, even in extreme weather and wave conditions. As used herein, a "ship" is a floating platform capable of moving itself, or being pushed, pulled or towed. It includes partially submersible rigs and self-propelled vessels.

Som et resultat kan et antall prøvebrønner bli boret, den ene etter den andre, i et dypvannsmiljø offshore, slik som den ytre kontinentalsokkelen utenfor USA, Afrika, Asia eller Vest-Europa. Likevel kan det store antallet operasjoner som må bli utført ved vellykket boring av prøvebrønner, til og med i samme område, være ekstremt tidskrevende på grunn av kompleksiteten ved dypvannsoperasjoner. As a result, a number of test wells can be drilled, one after the other, in a deep water environment offshore, such as the outer continental shelf off the United States, Africa, Asia or Western Europe. Nevertheless, the large number of operations that must be performed in the successful drilling of test wells, even in the same area, can be extremely time-consuming due to the complexity of deepwater operations.

Med et konvensjonelt skip som har en enkelt boreplattform er det umulig å utføre flere operasjoner parallelt. Slik kan tidsperiodene som er nødvendige for å ferdigstille hver brønn være relativt lange. Fordi disse boreskipene generelt blir drevet på leiebasis er det slik at jo lenger det tar å bore en brønn, jo dyrere blir brønnen. With a conventional ship that has a single drilling platform, it is impossible to carry out several operations in parallel. Thus, the time periods necessary to complete each well can be relatively long. Because these drillships are generally operated on a charter basis, the longer it takes to drill a well, the more expensive the well becomes.

Såkalte dobbeltaktivitets-boreskip er kjent. På disse skipene kan et par med derriker (boretårn) bli tilveiebrakt på skipet, der disse tilveiebringer strukturell støtte for underliggende borerør. De to derrikene kan i noen grad bli operert i parallell. For eksempel er det slik at mens én operasjon finner sted på én derrik så kan en annen operasjon bli implementert på en annen derrik. Likevel er det uansett slik at kun én brønn kan bli boret, fordi ett av boresentrene blir benyttet til boring og det andre sentret blir benyttet for å støtte en enkelt boreoperasjon. So-called dual activity drillships are known. On these ships, a pair of derricks (drilling derricks) may be provided on the ship, where these provide structural support for underlying drill pipe. The two derricks can to some extent be operated in parallel. For example, it is the case that while one operation takes place on one derrick, another operation can be implemented on another derrick. Nevertheless, in any case, only one well can be drilled, because one of the drilling centers is used for drilling and the other center is used to support a single drilling operation.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

Figur 1 er en plan for et boreskip sett ovenfra i overensstemmelse med én utførelsesform. Figur 2 er en elevasjonsfremstilling av skipet vist i figur 1, sett fra siden, i overensstemmelse med én utførelsesform. Figur 3 er en skjematisk avbildning av en boreoperasjon fra hovedboresentret på skipet vist på figur 2 i overensstemmelse med én utførelsesform. Figur 4 er en skjematisk avbildning av boring fra det sekundære boresenteret i overensstemmelse med én utførelsesform. Figur 5 er en skjematisk avbildning av frakoblingen av hovedboresentret fra brønnhodet som respons på svikt, i overensstemmelse med én utførelsesform. Figure 1 is a top plan view of a drillship in accordance with one embodiment. Figure 2 is a side elevational view of the ship shown in Figure 1, in accordance with one embodiment. Figure 3 is a schematic depiction of a drilling operation from the main drilling center on the ship shown in Figure 2 in accordance with one embodiment. Figure 4 is a schematic representation of drilling from the secondary drilling center in accordance with one embodiment. Figure 5 is a schematic depiction of the disconnection of the main drilling center from the wellhead in response to failure, in accordance with one embodiment.

Detaljert beskrivelse Detailed description

Med referanse til figur 1 kan et boreskip 10 med dobbel boreaktivitet være et skip som er i stand til å utføre boreoperasjoner på dypt og meget dypt vann. Skipet 10 kan i tillegg også være en delvis nedsenkbar rigg. Skipet kan være utstyrt med konvensjonelle, dynamiske posisjoneringskontroller som gjør skipet i stand til å holde seg nøyaktig posisjonert på en nøyaktig bestemt posisjon. Videre kan skipet bli holdt nøyaktig i posisjon under boreoperasjoner underlagt datakontroll. With reference to figure 1, a drilling ship 10 with dual drilling activity can be a ship capable of carrying out drilling operations in deep and very deep water. The ship 10 can also be a partially submersible rig. The ship may be equipped with conventional dynamic positioning controls that enable the ship to remain precisely positioned at a precisely determined position. Furthermore, the ship can be held precisely in position during drilling operations subject to computer control.

I noen utførelsesform er kan et hovedboresenter 14 og et sekundært boresenter 12 bli tilveiebrakt. Hvert av disse senterne er i stand til å drive stigerør. I noen utførelsesform er blir hovedboresenteret 14 benyttet til primære operasjoner. I tilfellet med svikt kan hovedboresenteret bli koblet fra, skipet kan bli flyttet for å posisjonere det sekundære boresenteret 12, og stigerøret kan bli senket fra det sekundære boresenteret for å bore en avlastningsbrønn i sammenheng med den mislykkede boreoperasjonen fra hovedboresenteret. In some embodiments, a main drilling center 14 and a secondary drilling center 12 may be provided. Each of these centers is capable of operating risers. In some embodiments, the main drilling center 14 is used for primary operations. In the event of failure, the main drilling center may be disconnected, the ship may be moved to position the secondary drilling center 12, and the riser may be lowered from the secondary drilling center to drill a relief well in conjunction with the failed drilling operation from the main drilling center.

Boreskip med dobbel boreaktivitet kan ha et bredt utvalg anvendelser. Ved arktiske boreoperasjoner er det for eksempel generelt ønskelig å ha et reserveboreskip på stedet. Dersom det primære boreskipet får problemer kan det sekundære boreskipet på denne måten ta over. Men, gitt kostnadene for boreskip, så er det å ha to boreskip på stedet ekstremt kostnadskrevende. I overensstemmelse med noen utførelsesform er ifølge foreliggende oppfinnelse kan et enkelt boreskip ha de samme kapasitetene som det tidligere krevde to boreskip for å oppfylle. Det bør bemerkes at konvensjonelle boreskip med dobbel aktivitet ikke kan bore fra to ulike sentre og har ikke evnen til å forsyne stigerør for marin boring fra to ulike sentre. Drillships with dual drilling activity can have a wide variety of applications. In Arctic drilling operations, for example, it is generally desirable to have a spare drillship on site. If the primary drilling vessel has problems, the secondary drilling vessel can take over in this way. However, given the cost of drillships, having two drillships on site is extremely costly. In accordance with some embodiments, according to the present invention, a single drilling ship can have the same capacities that it previously required two drilling ships to fulfill. It should be noted that conventional dual activity drillships cannot drill from two different centers and do not have the ability to supply risers for marine drilling from two different centers.

I én utførelsesform kan hovedboresenteret og det sekundære boresenteret være implementert med hydrauliske RAM-innretninger. I andre utførelsesform er kan derriker eller overbygninger være tilveiebrakt. Slike derriker eller overbygninger kan tilveiebringe strukturell støtte for rør som henger fra slike derriker. In one embodiment, the main drilling center and the secondary drilling center may be implemented with hydraulic RAM devices. In other embodiments, derricks or superstructures can be provided. Such derricks or superstructures may provide structural support for pipes hanging from such derricks.

Med hydrauliske RAM-systemer kan i motsetning til dette rørene være understøttet direkte på skipets dekk. Med dette unngås behovet for dyre, tunge derriker som støtte for rørene. I noen utførelsesformer kan likevel til og med anvendelsen av et hydraulisk system, master, eller styringsmekanismer bli tilveiebrakt for å styre rørene når de foreligger i deres oppheisede posisjoner. With hydraulic RAM systems, in contrast, the pipes can be supported directly on the ship's deck. This avoids the need for expensive, heavy derricks to support the pipes. In some embodiments, however, even the use of a hydraulic system, mast, or control mechanisms may be provided to control the tubes when in their raised positions.

Avhengig av egenskapene til sentrene 12 og 14 kan slik ulike rørlagringsfasiliteter bli benyttet. Når et derriksystem blir benyttet har for eksempel derrikene ofte tilstrekkelig styrke til at rør kan bli lagret ved ganske enkelt å lene dem opp mot innsidene av derrikene. I andre tilfeller kan rørlagringsystemer, "set-back-envelopes", og stativer bli tilveiebrakt for å holde de sammensatte eller delvis sammensatt rørene. Depending on the characteristics of the centers 12 and 14, different pipe storage facilities can thus be used. When a derrick system is used, for example, the derricks often have sufficient strength that pipes can be stored by simply leaning them against the inside of the derricks. In other cases, pipe storage systems, set-back envelopes, and racks may be provided to hold the assembled or partially assembled pipes.

Som vist på figur 1, i overensstemmelse med én utførelsesform, så er stativer 30 og 32 assosiert med det sekundære boresenteret 12, og stativer 34 og 36 kan være assosiert med hovedboresenteret 14. Stativene 34 og 36 kan holde på en mengde ulike rør, inkludert stigerør. Likeledes kan stativene 30 og 32 som er assosiert med det sekundære boresenteret også holde på en mengde ulike rørtyper, inkludert stigerør. I noen utførelsesform er kan likevel stigerørene som benyttes i det sekundære boresenteret være stigerør med mindre diameter for å redusere den totale belastningen på skipet, mens det fremdeles tilveiebringes full borekapasitet fra det sekundære boresenteret. As shown in Figure 1, in accordance with one embodiment, racks 30 and 32 are associated with the secondary drilling center 12, and racks 34 and 36 may be associated with the main drilling center 14. Racks 34 and 36 may hold a variety of different pipes, including riser. Likewise, the racks 30 and 32 which are associated with the secondary drilling center can also hold a number of different pipe types, including risers. In some embodiments, the risers used in the secondary drilling center can still be risers with a smaller diameter to reduce the total load on the ship, while still providing full drilling capacity from the secondary drilling center.

Et konvensjonelt, marint borestigerør har for eksempel en nominell indre diameter på 21 Vi tommer, mens stigerøret som lagres i stativene 30 og 32, som er assosiert med det sekundære boresenteret, kan ha en mindre diameter, slik som 10 000 psi stigerør med indre diameter på 13 5/8 tommer. For example, a conventional marine drill riser has a nominal inside diameter of 21 Vi inches, while the riser stored in racks 30 and 32 associated with the secondary drilling center may have a smaller diameter, such as 10,000 psi inside diameter risers of 13 5/8 inches.

Mens stativene 32 og 36 på figur 2 er vist på babord side av boresentrene 12 og 14 så kan stativene være plassert forut eller akter, eller både forut og akter og på babord og styrbord posisjoner i noen utførelsesformer. Som beskrevet ovenfor er separate stativer i noen utførelsesformer ikke nødvendige og rørene kan ganske enkelt være lent opp mot boresentrene 12 og 14 når dette er mulig. While the racks 32 and 36 in Figure 2 are shown on the port side of the drilling centers 12 and 14, the racks can be located forward or aft, or both forward and aft and in port and starboard positions in some embodiments. As described above, separate stands in some embodiments are not necessary and the pipes can simply be leaned against the drilling centers 12 and 14 when this is possible.

Konvensjonelt utstyr kan bli benyttet for å bringe frem, kjøre, trekke opp, løfte eller rotere rørene ned til sjøbunnen, og til slutt inn i sjøbunnen. I så henseende kan avfall, "top drives", blokkskiver, "draw works", rotasjonsbord, "traveling blocks", bevegelseskompensatorer, hydrauliske RAMS eller ethvert annet kjent utstyr bli benyttet. Den hydrauliske RAM kan understøtte rør på dekket, men derriker kan støtte rør fra ovenfor dekket. Foreliggende oppfinnelse er på ingen måte begrenset til noe spesifikt utstyr. Conventional equipment can be used to bring forward, drive, pull up, lift or rotate the pipes down to the seabed, and finally into the seabed. In this respect, waste, "top drives", block sheaves, "draw works", rotary tables, "traveling blocks", motion compensators, hydraulic RAMS or any other known equipment can be used. The hydraulic RAM can support pipes on the deck, but derricks can support pipes from above the deck. The present invention is in no way limited to any specific equipment.

Med referanse til figur 3 inkluderer hovedboresenteret 14 stigerørsstrekkstag 22. Det inkluderer også det marine stigerøret 24, som i én utførelsesform kan være et konvensjonelt, marint stigerør med nominell ytre diameter på 21 Vi tommer. En mekanisk overstyrbar krisefrakobler 25 kan være tilveiebrakt på bunnen av stigerøret 24. Koblet til frakobleren 25 kan det være en nedre, marin stigerørspakke (LMRP) 26a. LMRP 26a virker for å frakoble utblåsningsforhindreren (BOP) 26 som er tilkoblet LMRP 26a med en skjør kobling. Til slutt kan BOP 26 i én utførelsesform være en konvensjonell, undersjøisk utblåsningsforhindrer med indre diameter på 18<3>/i tommer. Referring to Figure 3, the main drilling center 14 includes riser tie rod 22. It also includes the marine riser 24, which in one embodiment may be a conventional marine riser with a nominal outside diameter of 21 V inches. A mechanically overridable emergency disconnector 25 may be provided at the bottom of the riser 24. Connected to the disconnector 25 may be a lower marine riser package (LMRP) 26a. The LMRP 26a acts to disconnect the blowout preventer (BOP) 26 which is connected to the LMRP 26a by a fragile link. Finally, in one embodiment, the BOP 26 may be a conventional subsea blowout preventer having an internal diameter of 18<3>/i inches.

En nedre, marin stigerørpakke (LMRP) 27 er koblet til utblåsningsforhindreren 26 for å frakoble de øvre komponentene fra det underliggende, undersjøiske avstengningsoppsettet (SSA) 27. I én utførelsesform kan SSA 27 ha kontroller som er uavhengige av kontrollene som er benyttet for BOP 26.1 én utførelsesform det undersjøiske avstengningsoppsettet være konvensjonelt utstyr med indre diameter på 18 % tommer. A lower marine riser package (LMRP) 27 is connected to the blowout preventer 26 to disconnect the upper components from the underlying subsea shutoff assembly (SSA) 27. In one embodiment, the SSA 27 may have controls that are independent of the controls used for the BOP 26.1 in one embodiment the subsea shut-off setup may be conventional equipment with an internal diameter of 18% inches.

Til slutt kan et undersjøisk brønnhode 28 være sementert ned i sjøbunnen. Brønnhodet kan i noen utførelsesformer være et konvensjonelt brønnhode med innvendig diameter på 18 % tommer. Finally, an underwater wellhead 28 can be cemented into the seabed. The wellhead may, in some embodiments, be a conventional wellhead with an inside diameter of 18% inches.

Slik kan brønnhodet 28 være etablert fra hovedboresenteret 14, og dersom ingen problemer oppstår så er ikke det sekundære boresenteret nødvendig å benytte. I noen utførelsesformer kan likevel dobbel aktivitet bli implementert slik at noen rør kan bli klargjort på forhånd fra det sekundære boresenteret 12 for å fremme boring fra hovedboresenteret 14,1 andre utførelsesformer blir boresenteret 12 kun opprettholdt som reserve i tilfellet en svikt forekommer i sammenheng med hovedboresenteret 14. In this way, the wellhead 28 can be established from the main drilling center 14, and if no problems arise, it is not necessary to use the secondary drilling center. In some embodiments, however, dual activity can be implemented so that some pipes can be prepared in advance from the secondary drilling center 12 to promote drilling from the main drilling center 14,1 other embodiments, the drilling center 12 is only maintained as a reserve in the event that a failure occurs in connection with the main drilling center 14.

Med referanse til figur 4, i tilfellet der det sekundære boresenteret 12 blir aktivert, With reference to Figure 4, in the case where the secondary drilling center 12 is activated,

så muliggjør en utblåsningsforhindrer med et slankt høytrykksstigerør 40 boring av en avlastningsbrønn fra det sekundære brønnsenteret 12. Dette kan være fordelaktig når en svikt forekommer i hovedboresenteret og hovedboresenteret ikke lenger kan bli drevet. Av sikkerhetsgrunner kan det være ønskelig å tilveiebringe en avlastningsbrønn så raskt som mulig. I noen utførelsesformer er likevel ikke nødvendigvis et annet boreskip nødvendig fordi denne kapasiteten kan bli tilveiebrakt om bord et enkelt boreskip. then a blowout preventer with a slender high pressure riser 40 enables the drilling of a relief well from the secondary well center 12. This can be advantageous when a failure occurs in the main drilling center and the main drilling center can no longer be operated. For safety reasons, it may be desirable to provide a relief well as quickly as possible. In some embodiments, however, another drilling vessel is not necessarily necessary because this capacity can be provided on board a single drilling vessel.

Stigerørsstrekkeren 38 kan være permanent installert på det sekundære brønnsenteret 12. En øvre utblåsningsforhindrer 39 kan bli tilveiebrakt. I én utførelsesform kan BOP 39 være en utblåsningsforhindrer med en indre diameter på 13 3/8 tommer. Stigerøret 40 kan være et stigerør mindre diameter som er i stand til å håndtere trykk på 10 000 psi og som i én utførelsesform har en indre diameter på 13 3/8 tommer. Fordi den har en mindre diameter kan stigerøret 40 enklere bli fraktet på det samme skipet med stigerøret 24 uten å overbelaste skipet, i noen utførelsesformer. The riser stretcher 38 may be permanently installed on the secondary well center 12. An upper blowout preventer 39 may be provided. In one embodiment, the BOP 39 may be a blowout preventer with an inside diameter of 13 3/8 inches. The riser 40 may be a smaller diameter riser capable of handling pressures of 10,000 psi and in one embodiment having an inside diameter of 13 3/8 inches. Because it has a smaller diameter, the riser 40 can more easily be carried on the same ship with the riser 24 without overloading the ship, in some embodiments.

En nedre, marin stigerørpakke (LMRP) 42a blir benyttet til å koble fra stigerøret 40 fra den nedre utblåsningsforhindreren 42.1 én utførelsesform kan den nedre utblåsningsforhindreren 42 være en konvensjonell utblåsningsforhindrer med diameter på 13 3/8 tommer. Et undersjøisk brønnhode 28 med en smal, indre diameter kan bli sementert ned i sjøbunnen. I én utførelsesform kan det ha en indre diameter på 18 % tommer. A lower marine riser package (LMRP) 42a is used to disconnect the riser 40 from the lower blowout preventer 42. In one embodiment, the lower blowout preventer 42 may be a conventional 13 3/8 inch diameter blowout preventer. A subsea wellhead 28 with a narrow inner diameter can be cemented into the seabed. In one embodiment, it may have an inside diameter of 18% inches.

Én anvendelse av skipet 10 kan være i situasjonen der det forekommer en i utgangspunktet ukontrollert utstrømning av hydrokarboner gjennom hovedboresenteret 14, inkludert en utblåsning, der brønnen til slutt kontrolleres ved å lukke brønnen ved RAM'ene på det uavhengig kontrollerte, undersjøiske avstengingsoppsettet 27.1 dette verst tenkelige scenarioet kan ikke stigerøret 24 bli frigjort fra utblåsningsforhindreren 26 på grunn av den totale svikten i kontrollkablene og den akustiske frigjøringsinnretningen på utblåsningsforhindreren 26 og den uavhengige frigjøringen av LMRP 27a mellom BOP 26 og SSA 27. I denne situasjonen er det nødvendig å kontrollere frigjøringen av stigerøret 24 rett over LMRP 26a ved å aktivere den mekanisk overstyrbare stigerørsfrakobleren 25, som indikert på figur 5. Situasjonen som er vist på figur 5 vil være ett eksempel der boring av en avlastningsbrønn vil være nødvendig for å kontrollere interne trykk i brønnen eller for å kontrollere ukontrollert strøm av hydrokarboner fra brønnen i det undersjøiske overflatemiljøet på grunn av ekstern utblåsning. One application of the vessel 10 may be in the situation where there is an initially uncontrolled outflow of hydrocarbons through the main drilling center 14, including a blowout, where the well is finally controlled by closing the well at the RAMs of the independently controlled subsea shut-in setup 27.1 this worst in the conceivable scenario, the riser 24 cannot be released from the blowout preventer 26 due to the total failure of the control cables and the acoustic release device on the blowout preventer 26 and the independent release of the LMRP 27a between the BOP 26 and the SSA 27. In this situation, it is necessary to control the release of the riser 24 directly above the LMRP 26a by activating the mechanically overrideable riser disconnector 25, as indicated in Figure 5. The situation shown in Figure 5 would be one example where drilling a relief well would be necessary to control internal pressures in the well or to control uncontrolled current off hydrocarbons from the well into the subsea surface environment due to external blowout.

Som vist på figur 4 kan en slik avlastningsbrønn bli boret ved å benytte det samme skipet 10.1 første omgang blir boreskipet 10 flyttet for å plassere det sekundære boresenteret 12 innrettet over en overflatelokalisering for avlastningsbrønn. Avlastningsbrønnen kan bli "spuded" ved å benytte det sekundære brønnsenteret 12. Med lederør og overflaterør kjørt ned og sementert kan den undersjøiske utblåsningsforhindrer- og stigerørkonifgurasjonen som er vist på figur 4 bli kjørt. Deretter kan det undersjøiske utblåsningsforhindrer- og stigerørsystemet og strekkstagene 38 bli hengt ut og satt i strekk og det teleskopiske leddet forlenget til brønnsenteret 12. Deretter kan avlastningsbrønnen bli boret fra det sekundære brønnsenteret. As shown in figure 4, such a relief well can be drilled by using the same ship 10.1 first, the drilling ship 10 is moved to place the secondary drilling center 12 arranged over a surface location for relief well. The relief well can be "spudded" using the secondary well center 12. With the conductor pipe and surface pipe run down and cemented, the subsea blowout preventer and riser configuration shown in Figure 4 can be run. Next, the subsea blowout preventer and riser system and tension rods 38 can be hung out and put in tension and the telescopic joint extended to the well center 12. Then the relief well can be drilled from the secondary well center.

I noen utførelsesformer kan hovedboresenteret og det sekundære boresenteret bære 5000 fot med stigerør ved hvert senter. Dette er tilstrekkelig lengde med stigerør for boring i mange offshore-regioner, inkludert i Arktis, der den maksimale dybden er omtrent 3500 fot. In some embodiments, the main drill center and the secondary drill center can carry 5,000 feet of riser at each center. This is sufficient length of riser for drilling in many offshore regions, including the Arctic, where the maximum depth is approximately 3,500 feet.

Referanser i hele denne beskrivelsen til "én utførelsesform" eller "en utførelsesform" betyr et et spesifikt trekk, struktur eller karakteristikk beskrevet i sammenheng med utførelsesform en er inkludert i minst én implementering som er omfattet i foreliggende oppfinnelse. Fremkomsten av uttrykket "én utførelsesform" eller "i en utførelsesform" refererer ikke nødvendigvis til den samme utførelsesform en. Videre kan de spesifikke trekkene, strukturene eller karakteristikkene bli anordnet i andre hensiktsmessige former forskjellig fra den spesifikke utførelsesformen som er illustrert, og alle slike former kan være omfattet i kravene ifølge foreliggende oppfinnelse. References throughout this description to "one embodiment" or "an embodiment" mean a specific feature, structure or characteristic described in connection with embodiment one is included in at least one implementation that is encompassed in the present invention. The occurrence of the phrase "one embodiment" or "in one embodiment" does not necessarily refer to the same embodiment. Furthermore, the specific features, structures or characteristics may be arranged in other appropriate forms different from the specific embodiment illustrated, and all such forms may be encompassed in the claims according to the present invention.

Mens den foreliggende oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn på et begrenset antall utførelsesformer vil fagfolk på området innse utallige modifiseringer og variasjoner ut fra dette. Det er ment at de tilhørende kravene skal dekke alle slike modifiseringer og variasjoner som faller innenfor den egentlige ideen og omfanget av denne foreliggende oppfinnelsen. While the present invention has been described with respect to a limited number of embodiments, those skilled in the art will realize countless modifications and variations therefrom. It is intended that the appended claims shall cover all such modifications and variations as fall within the true spirit and scope of the present invention.

Claims

1. Method comprising: equipping a drilling vessel with two separate and distinct drilling centers, each of which is capable of drilling a well, and providing marine risers for each of said drilling centers, wherein the marine risers for one of the drilling centers are of smaller diameter than the marine risers for the second of said drilling centres.

2. Method according to claim 1, which includes providing storage for marine risers adjacent to each of said drilling centres.

3. The method of claim 1, which includes providing equipment to enable a relief well to be drilled from the same ship that drilled a failed well.

4. The method of claim 1, which includes, in association with a secondary drilling center having a smaller diameter riser, providing two blowout preventers.

5. The method of claim 4, which includes permanently installing riser tensioners on said secondary drilling center.

6. The method of claim 1, which includes connecting the riser to a lower blowout preventer using a lower marine riser package.

7. Method according to claim 6, which includes providing an upper blowout preventer between said tie rod and said riser.

8. A method according to claim 4, which includes providing a lower marine riser package between a blowout preventer on said secondary drilling center and said riser.

9. Method according to claim 1, which includes providing a mechanically overridable emergency riser disconnector on the drilling center with larger diameter risers.

10. Method according to claim 9, which includes connecting the disconnector to a lower marine riser package.

11. The method of claim 1, which includes providing a subsea shut-in setup for the drill center with a larger diameter riser.

12. Drilling vessel, comprising: a first drilling center including storage for storing first marine risers, a second drilling center for drilling a second well from the same ship, where the second drilling center includes storage for storing second marine risers, where said second marine riser has a smaller diameter than said first, marine, riser.

13. Ship according to claim 12, to enable a relief well to be drilled from said second drilling center when a well drilled from said first drilling center has failed.

14. Vessel according to claim 12, which includes two blowout preventers for said second drilling center.

15. Vessel according to claim 14, which includes a riser stretcher permanently installed on said second drilling center.

16. A ship according to claim 14, which includes a lower blowout preventer connected to the marine risers via a lower marine riser package.

17. Ship according to claim 16, which includes an upper blowout preventer between said stretcher and said riser.

18. Ship according to claim 12, which includes a lower marine riser package between a blowout preventer on said second drilling center and said riser.

19. Vessel according to claim 12, which includes a mechanically overridable emergency riser disconnector on the second drilling center.

20. A ship according to claim 19, which includes said disconnect connected to a lower marine riser package.

21. Ship according to claim 12, where said second drilling center includes two blowout preventers and where said first drilling center only includes one blowout preventer.