EA027668B1 - Подводная конструкция для передачи нагрузок с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в соединении труб, подвергающемся воздействию изгибающих моментов - Google Patents

Подводная конструкция для передачи нагрузок с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в соединении труб, подвергающемся воздействию изгибающих моментов Download PDF

Info

Publication number
EA027668B1
EA027668B1 EA201290142A EA201290142A EA027668B1 EA 027668 B1 EA027668 B1 EA 027668B1 EA 201290142 A EA201290142 A EA 201290142A EA 201290142 A EA201290142 A EA 201290142A EA 027668 B1 EA027668 B1 EA 027668B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pipe
parts
structures
pipes
protruding
Prior art date
Application number
EA201290142A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201290142A1 (ru
Inventor
Ульф Лённемо
Терье Педерсен
Рольф Нерем
Пер Лиллейёрдет
Йон Андерс Ингебо
Original Assignee
Эпплай Немо Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эпплай Немо Ас filed Critical Эпплай Немо Ас
Publication of EA201290142A1 publication Critical patent/EA201290142A1/ru
Publication of EA027668B1 publication Critical patent/EA027668B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
    • F16L1/26—Repairing or joining pipes on or under water

Abstract

Подводная конструкция (10) для передачи нагрузок с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в соединении труб, подвергающемся воздействию изгибающих моментов, когда соединение завершено, содержит неподвижную конструкцию (1), которая удерживает конец (E) первой трубы, и перемещаемую конструкцию (2), которая удерживает конец (Е) второй трубы, при этом конец (Е) второй трубы соединен с концом (E) первой, неподвижной трубы. Неподвижная конструкция (1) включает направляющие конструкции (6), имеющие заранее определенную конфигурацию, включающую сопряженные части (6а, 6b), поверхности которых взаимодействуют при стыковке с ответными элементами (11, 12) перемещаемой конструкции (2), имеющими заранее определенную конфигурацию, включающую части (14, 15) для создания пути передачи нагрузки в обход концов (E, Е) труб, причем поверхности указанных частей (14, 15) выполнены с управляемыми допусками для обеспечения средств передачи момента при возможном появлении нагрузок или деформации в концах (E, Е) труб. Подводная конструкция (10) также содержит зажимной соединитель (3), который удерживает концы (E, Е) труб вместе, обеспечивая зазор между поверхностями частей (15), выполненными в части (11) конструкции (2) в виде подковообразных вырезов, и поверхностями частей (6b) направляющей конструкции (6) конструкции (1) в виде округлых частей.

Description

Настоящее изобретение относится к подводной конструкции для передачи нагрузок с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в соединениях труб, подвергающихся воздействию изгибающих моментов, когда соединение завершено соединителем, который удерживает концы труб вместе. Эта конструкция для передачи нагрузок включает одну, по существу, неподвижную конструкцию, которая удерживает конец первой трубы, и одну, по существу, перемещаемую конструкцию, которая удерживает конец второй трубы, причем этот конец второй трубы должен быть соединен с концом первой, неподвижной трубы.
Предшествующий уровень техники
Такая подводная конструкция для передачи нагрузок является частью системы соединения труб на морском дне. Подводная конструкция для передачи нагрузок может рассматриваться как постоянный инструмент, который используется при дистанционно управляемом соединении и разъединении горизонтально проложенных труб и пучков трубопроводов, расположенных на морском дне. С использованием такой подводной конструкции для передачи нагрузок выполняются соединения жестких труб с жесткими трубами и гибких труб с жесткими трубами.
При развертывании, монтаже и эксплуатации подводной конструкции для передачи нагрузок используется надводное рабочее судно, оборудованное системами позиционирования и компенсации дрейфа.
Подводная конструкция для передачи нагрузок включает оборудование, которое образует постоянные компоненты законченной соединенной системы. Оборудование, используемое при соединении и разъединении труб, - это инструменты, которые не являются частью окончательно соединенной системы. Механические или гидравлические инструменты, используемые при соединении, применяются подводным аппаратом с дистанционным управлением (КОУ, Кето1е1у Орега1еб УеЫе1е - подводный аппарат с дистанционным управлением).
Сущность изобретения
Главная идея настоящего изобретения состоит в том, что через подводную конструкцию для передачи нагрузок заранее определенная часть нагрузок передается мимо (в обход) самого соединения и далее на нижележащие конструкции. Нагрузки управляются по допустимым значениям. Таким образом, соединители малой мощности могут использоваться даже при больших изгибающих моментах, воздействующих со стороны внешнего трубопровода. Подводная конструкция для передачи нагрузок является настолько жесткой, что с ее помощью можно манипулировать и управлять раструбами внешних труб или узлами крепления в пределах допусков, установленных для фактически применяемых соединителей.
Насколько нам известно, этого никогда не делалось ранее просто потому, что в нормальном случае, когда соединение осуществлено, между внутренней конструкцией и внешней конструкцией нет никакого контакта. Это значит, что все нагрузки раньше передавались через стыковое соединение и, в основном, на внутренний трубопровод. В предлагаемой подводной конструкции для передачи нагрузок внутренний трубопровод и соединения или стыки труб могут быть разгружены.
В настоящем описании слово неподвижная используется для обозначения конструкции, которая неподвижна относительно подвижной, или активной конструкции, но не обязательно относительно почвы или морского дна.
На основании вышеизложенного и согласно настоящему изобретению предлагается подводная конструкция для передачи нагрузок, и именно конструкция указанного во введении типа, отличающаяся тем, что неподвижная конструкция включает направляющие конструкции, имеющие заранее определенную конфигурацию, включающую сопряженные части, поверхности которых взаимодействуют при стыковке с ответными элементами перемещаемой конструкции, имеющими заранее определенную конфигурацию, включающую части для создания пути передачи нагрузки в обход концов труб, причем поверхности указанных частей перемещаемой конструкции выполнены с управляемыми допусками, что обеспечивает средства передачи момента при возможном появлении нагрузок или деформации в упомянутых концах труб, при этом подводная конструкция также содержит зажимной соединитель, который удерживает концы труб вместе, обеспечивая зазор между поверхностями упомянутых частей, выполненными в указанном элементе перемещаемой конструкции в виде подковообразных вырезов, и поверхностями упомянутых частей направляющей конструкции в виде округлых частей.
В одном из вариантов осуществления изобретения неподвижная конструкция включает упорную пластину, которая удерживает конец первой трубы в виде выступающего раструба; причем две указанные направляющие конструкции выступают, по существу, перпендикулярно плоскости упорной пластины и идут в том же направлении, что и указанный выступающий раструб, и соединительную пластину, которая расположена существенно параллельно упорной пластине на расстоянии от нее и соединяет друг с другом две указанные направляющие конструкции.
В одном из предпочтительных вариантов указанные элементы перемещаемой конструкции представляют собой передний пластинчатый элемент и задний пластинчатый элемент, которые совместно удерживают конец второй трубы, причем эти пластинчатые элементы существенно параллельны, разнесены друг от друга и соединены двумя распорными конструкциями.
Далее упомянутые части, имеющие заранее определенную конфигурацию с сопряженными поверх- 1 027668 ностями для каждой направляющей конструкции неподвижной конструкции, представляют собой переднюю часть в виде выступающего стержня, отходящего от соединительной пластины, и заднюю часть в виде сформированной или механически обработанной части.
Кроме того, упомянутые части перемещаемой конструкции, имеющие заранее определенную конфигурацию с сопряженными поверхностями, включают заднюю часть в виде выступающего раструба, отходящего от заднего пластинчатого элемента.
Предпочтительно выступающий патрубок при стыковке и после соединения взаимодействует с указанным выступающим раструбом, а механически обработанная часть взаимодействует, по существу, с подковообразным вырезом, причем упомянутые части изготовлены с допусками относительно друг друга, что обеспечивает средства передачи момента, включающиеся в работу при нагружении концов труб.
Предпочтительно каждая направляющая конструкция неподвижной конструкции включает промежуточную часть, имеющую выемки, расположенные между выступающим стержнем и механически обработанной частью. Такая выемка предназначена для посадки подковообразного выреза в переднем пластинчатом элементе на направляющую конструкцию для соединения указанных конструкций друг с другом при продвижении подвижной конструкции по направлению к неподвижной конструкции.
Далее подводная конструкция для передачи нагрузок может включать инструмент для захвата и направления неподвижной и перемещаемой конструкций, прикрепляемый к неподвижной конструкции с возможностью отсоединения после завершения соединения указанных конструкций.
В одном из специальных вариантов осуществления подводной конструкции для передачи нагрузок перемещаемая конструкция может включать вертлюг, допускающий вращение трубопровода относительно перемещаемой конструкции вокруг продольной оси трубопровода. Эта особенность позволяет снять любые напряжения кручения, которые могут быть в трубопроводе.
Перечень чертежей
Другие и дальнейшие цели, особенности и преимущества настоящего изобретения вытекают из нижеследующего описания предпочтительных вариантов его осуществления, приводимых с целью описания, со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых фиг. 1А представляет в аксонометрической проекции подводную конструкцию для передачи нагрузок согласно настоящему изобретению, фиг. 1В представляет в аксонометрической проекции подводную конструкцию для передачи нагрузок согласно настоящему изобретению, при взгляде со стороны, противоположной той, которая показана на фиг. 1А, фиг. 2 представляет в аксонометрической проекции неподвижную конструкцию подводной конструкции для передачи нагрузок согласно настоящему изобретению, фиг. 3 представляет в аксонометрической проекции подвижную конструкцию подводной конструкции для передачи нагрузок согласно настоящему изобретению, фиг. 4А-4С показывают в аксонометрической проекции последовательность операции опускания подвижной конструкции по направлению к неподвижной конструкции с использованием инструмента, фиг. 5 представляет в аксонометрической проекции то же, что и на фиг. 4А, после удаления инструмента, фиг. 6 представляет в аксонометрической проекции толкающе-тянущий инструмент, закрепленный на подводной конструкции, фиг. 7 представляет в аксонометрической проекции подводную конструкцию для передачи нагрузок в соединенном состоянии, фиг. 8 показывает в аксонометрической проекции вариант осуществления, в котором исходно неподвижная конструкция теперь выполнена в виде съемного/сменного узла, предназначенного для сборки двух перемещаемых конструкций, фиг. 9 представляет в аксонометрической проекции вариант осуществления, в котором подводная конструкция для передачи нагрузок согласно настоящему изобретению снабжена термоизоляцией, фиг. 10 представляет подводную конструкцию для передачи нагрузок, причем три главных пути передачи сил через конструкцию показаны стрелками.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Фиг. 1А и 1В показывают подводную конструкцию 10 для передачи нагрузок, созданную с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в стыках или соединениях труб. Подводная конструкция 10 для передачи нагрузок собирается из двух главных частей: неподвижной конструкции 1, предназначенной для удержания конца Е1 трубы, и подвижной, или перемещаемой, конструкции 2, предназначенной для удержания конца Е2 второй трубы. Концы Е1, Е2 труб должны быть, в свою очередь, соединены с помощью зажимного соединителя 3 для долговечного герметичного соединения концов Е1, Е2 труб на морском дне.
Фиг. 2 представляет неподвижную конструкцию 1, изолированную от подвижной конструкции 2. Неподвижная конструкция 1 включает упорную пластину 4, определяющую плоскость Р1 пластины. Упорная пластина 4 удерживает конец Е1 одной, или первой, трубы и играет роль фланца, в котором оканчивается выступающий раструб. Две направляющие конструкции 6 прикреплены к упорной пласти- 2 027668 не 4 и идут существенно перпендикулярно плоскости Ρι упорной пластины 4 в том же направлении, что и выступающий раструб. Соединительная пластина 7, в свою очередь, прикреплена к направляющим конструкциям 6 и расположена существенно параллельно упорной пластине 4, но на заранее определенном расстоянии от упорной пластины 4. Пластина 7 соединяет друг с другом две направляющие конструкции 6. Неподвижная конструкция 1 снабжена средствами, которые обеспечивают контакт/посадку/позиционирование/направление и зоны передачи сил на перемещаемую конструкцию 2. Точнее, эти средства могут быть трубными переводниками, имеющими части 6а и кольцевые части 6Ь на направляющих конструкциях 6. Эти элементы, в свою очередь, включены в упомянутые части заранее определенной конфигурации в управляемых допусках, обеспечивая средства передачи момента, включающиеся в работу при нагружении концов труб.
Фиг. 3 представляет перемещаемую конструкцию 2, изолированную от неподвижной конструкции
1. Перемещаемая конструкция 2 включает передний пластинчатый элемент 11 и задний пластинчатый элемент 12, которые совместно удерживают конец Е2 второй трубы. Два пластинчатых элемента 11, 12 расположены существенно параллельно и на заранее определенном расстоянии друг от друга. Эти два пластинчатых элемента 11, 12 соединены двумя распорными конструкциями 13, которые фиксированно прикреплены к пластинчатым элементам 11, 12. Кроме того, подвижная конструкция 2 включает направляющие средства 14, 15 для взаимодействия с вышеупомянутыми направляющими конструкциями 6, включающими части 6а, 6Ь неподвижной конструкции 1.
Перемещаемая конструкция 2 соединена с концом Е2 трубопровода с помощью вертлюга 16. Вертлюг 16 допускает вращение трубопровода относительно перемещаемой конструкции 2 вокруг продольной оси А трубопровода. Если трубопровод представляет собой пучок труб или кабель, это соединение перемещаемой конструкции 2 и трубопровода осуществляется с помощью невращающегося болтового фланца 17. Трубопровод оканчивается во фланце или соединительной детали 18, являющейся ответной для соответствующей поверхности механического зажимного соединителя 3. Зажимной соединитель 3 способен преобразовывать радиальные силы затяжки в силы, действующие в направлении оси. Такие зажимные соединители 3, по существу, общеизвестны и подробно здесь не описываются. В этом случае зажимной соединитель 3 прикрепляется к той конструкции (здесь конструкции 2), которую легче поднять с морского дна.
Перемещаемая конструкция 2 снабжена средствами, которые обеспечивают контакт/ посадку/позиционирование/направление и зоны передачи сил на неподвижную конструкцию 1. Точнее, направляющие средства включают один существенно подковообразный вырез 15 в переднем пластинчатом элементе 11 и выступающий трубный переводник 14, отходящий от заднего пластинчатого элемента 12. Эти элементы, в свою очередь, включены в упомянутые части, имеющие заранее определенную конфигурацию в управляемых допусках, обеспечивая средства передачи момента, включающиеся в работу при нагружении концов труб.
По изучении фиг. 2 и 3 должно стать понятно, что выступающий стержень, имеющий часть 6а, предназначен для взаимодействия или сцепления с внутренней поверхностью стенки выступающего трубного переводника 14 в процессе операции стыковки и после окончательного закрепления концов Е1, Е2 труб. Механически обработанная часть 6Ь предназначена для взаимодействия или сцепления с подковообразным вырезом 15. Эти части обрабатываются в допусках относительно друг друга, что обеспечивает средства передачи момента, включающиеся в работу при нагружении концов труб.
Следует далее заметить, что каждая направляющая конструкция 6 неподвижной конструкции 1 включает промежуточную часть с выемками или прорезями 6с, расположенными между выступающей частью 6а и механически обработанной частью 6Ь. Эти выемки 6с открывают доступ для посадки подковообразного выреза 15 в переднем пластинчатом элементе 11 на направляющую конструкцию 6. При последующем продвижении подвижной конструкции 2 по направлению к неподвижной конструкции 1 такое устройство обеспечивает соединение конструкций 1, 2 друг с другом.
Рассмотрим фиг. 4А-4С; на них показано, что может использоваться инструмент 20 для захвата и направления конструкций (1, 2), временно устанавливаемый на неподвижную конструкцию 1. Теперь совместно с этими фигурами будет описана процедура монтажа оборудования.
Неподвижная конструкция 1 подсоединяется к изначально установленному подводному оборудованию. Это может быть донная опорная плита на большом конструкционном узле, конец трубопровода или отвод трубопровода. Труба подводной установки оканчивается во фланце, включающем соединительную деталь, прикрепленную болтами к конструкции 1. Как и упомянутая ранее, эта соединительная деталь является ответной для соответствующей поверхности механического зажимного соединителя 3. Неподвижная конструкция 1 крепится к раме подводной установки как консольный узел. Это осуществляется с использованием главной пластины 4 совместно с подсоединенной трубой Ει. Кроме того, в зависимости от функциональных требований к передаче сил и моментов, труба может быть прикреплена на конце консольного узла к наружной пластине.
Последовательность монтажа и относительные перемещения соединения конструкций 1 и 2 адаптируются к конкретной операции и общим условиям монтажа. Конструкции 1, 2 направляются друг к другу в процессе относительных перемещений. Если перемещения велики, может быть смонтирован инстру- 3 027668 мент 20 для захвата и направления конструкций (1, 2), чтобы амортизировать, стабилизировать и, возможно, направлять эти перемещения.
Перемещаемая конструкция 2 сажается на неподвижную конструкцию 1 так, чтобы передний главный элемент 11 перемещаемой конструкции 2 был наклонен и направлялся к выемкам 6с округлых направляющих конструкций 6 конструкции 2. Подковообразные и обращенные вниз карманы или вырезы 15 главного элемента 11 садятся на округлые профили направляющих конструкций 6. Это происходит в то же самое время, когда округлые профили распорных конструкций 13 перемещаемой конструкции 2 направляются к круговым и обращенным вверх карманам или седловинам 5 в передней соединяющей пластине 7 неподвижной конструкции 1. В этом положении конструкции 1, 2 могут быть закреплены от осевого относительного смещения.
Затем инструмент 20 для захвата и направления удаляется, как показано на фиг. 5, для выполнения дальнейших операций по соединению трубопроводов. К дальнейшим операциям по соединению, в общем случае, относится инспекция с возможной последующей очисткой поверхностей прокладок зажимного соединителя 3. На фиг. 5 фактически показано то же положение, что и на фиг. 1В и 4С, но без инструмента 20.
Как показано на фиг. 6, между подвижной конструкцией 1 и неподвижной конструкцией 2 может быть помещен гидравлический/механический стыковочный инструмент 19. На фигуре показана выемка и1 в упорной пластине 4 неподвижной конструкции 1 и выемка и2 в главном элементе 11 перемещаемой конструкции 2. Этот инструмент 19 может быть задействован для подтягивания подвижной конструкции 2 к неподвижной конструкции 1 для сцепления с ней. При этом средства взаимодействия конструкций 1, 2 скользят относительно друг друга. Эти средства при совместной работе способны воспринять моменты относительно всех трех осей. При осевом смещении конструкции 1, 2 сводятся друг с другом для центровки концов Е1, Е2 труб так, чтобы фланцы и соединяющие детали зажимного соединителя 3 вошли в зацепление или состыковались. Это сведение достаточно мощно, чтобы откорректировать допустимые отклонения монтажа так, что зажимной соединитель может быть задействован и закрыт согласно установленным требованиям. Затяжка зажимного соединителя 3 может осуществляться с помощью аппарата КОУ, который производит затяжку болта 9, как показано на фиг. 1А. Подводная конструкция 10 для передачи нагрузок характеризуется мощностью и допусками, позволяющими отвести от зажимного соединителя 3 внешние силы/моменты для разгрузки соединителя.
При подтягивании направляющие части 6а, 6Ь конструкции 1 и части 14, 15 конструкции 2 взаимодействуют, и округлые в сечении распорки 13 конструкции 2 поднимаются, освобождая дуговые карманы или седловины 5 в пластине 7 конструкции 1.
В конечной фазе перемещения затяжка зажимного соединителя 3 обеспечивает зазор между обращенными вниз подковообразными вырезами 15 в переднем элементе 11 конструкции 2 и округлыми частями 6Ь конструкции 1.
Зажимной соединитель 3, как отмечалось, завершает последнюю фазу операции соединения с использованием независимо приводимого инструмента, который манипулирует болтом 9.
Если нагрузки после осуществления соединения будут низки, между конструкциями 1 и 2 везде будет существовать зазор. Если нагрузки будут велики, между конструкциями 1 и 2 будет существовать контакт, и часть нагрузки с помощью направляющих средств будет непосредственно передана от конструкции 1 через округлые профили конструкции 2 на главную пластину 4 и наружу, на конструкцию установки. Затем передача нагрузок будет осуществляться в первую очередь через выступающие трубные переводники, включающие направляющие части 14 и направляющие конструкции 6, т.е. направляющие части 6а войдут в направляющие части 14. В принципе, нежелательно, чтобы в осуществленном соединении подковообразные вырезы 15 касались направляющих конструкций 6, т.е. частей 6Ь (возникает статически неопределимая система).
Величина нагрузки, которая будет передана через силовую конструкцию по этому пути, зависит от принятых допусков. Они могут быть согласованы с мощностью зажимного соединителя 3 так, что указанный путь передачи нагрузки может разгрузить соединитель 3. Это является отличием от традиционных систем, в которых зажимной соединитель должен воспринимать все нагрузки и передавать эти нагрузки на систему труб. Система труб может включать компоненты, которые чувствительны к таким силовым воздействиям, например клапаны.
Подводная конструкция 10 для передачи нагрузок характеризуется распределением нагрузки до и после осуществления соединения зажимным соединителем 3. Подводная конструкция 10 для передачи нагрузок может перераспределять нагрузки/моменты для разгрузки зажимного соединителя 3 с заранее определенным коэффициентом распределения сил/моментов.
Результатом является более надежное соединение с меньшим риском утечек в зажимном соединителе 3, вся мощность которого в ином случае использовалась бы на другие цели, а не на создание плотного и надежного соединения.
Далее следует понимать, что обсуждавшиеся здесь допуски на расхождение направляющих частей составляют по порядку величины несколько десятых миллиметра.
Рассмотрим фиг. 8; на ней показан один конкретный вариант осуществления подводной конструк- 4 027668 ции 10 для передачи нагрузок, в котором исходно неподвижная конструкция 1 теперь заменена на съёмный/сменный модуль 1' и два неподвижных взаимодействующих подводных узла 1. Этот модуль 1' может, например, включать клапан. В показанном варианте осуществления модуль 1' может быть опущен или снят по направляющим тросам и может быть направлен и посажен на свое место с использованием направляющих стоек Р, которые, в свою очередь, отходят от подводной опорной рамной конструкции Р.
Как показано на фигуре, этот модуль 1' предназначен для монтажа между двух перемещаемых конструкций 2, вид которых уже описан выше в связи с фиг. 1-7. Съёмный/сменный модуль 1' имеет лишь несколько оригинальных конструктивных особенностей по сравнению с узлом 1. Съёмный/сменный модуль 1' включает два противонаправленных патрубка Е1', Е1. Подводный узел 1 снабжен двумя выступающими направляющими конструкциями 6', включающими соответствующие части с заранее определенной конфигурацией и сопряженными поверхностями 6а', 6Ь' для взаимодействия при стыковке с ответными элементами 11', 12' на каждой отдельной подвижной конструкции 2', имеющими заранее определенную конфигурацию и сопряженные части 14', 15'. Как и ранее, эти конструкции образуют путь передачи нагрузки в обход концов Е1', Е2'; Е1, Е2 труб, когда трубы подвергаются воздействию изгибающих моментов. Как и ранее, части 14', 15' и сопряженные поверхности формируются или механически обрабатываются с управляемыми допусками, что обеспечивает средства передачи момента при возможном появлении нагрузок или деформации в упомянутых концах Е1', Е2'; Е1'', Е2 труб.
Кроме того, следует отметить, что часть, соответствующая упорной пластине 4 предшествующих вариантов осуществления, разделена на две части 4а' и 4Ь' упорной пластины вдоль существенно горизонтальной разделительной линии И. Помимо этого, предусмотрены подходящие направляющие средства О для центровки пластинчатых частей 4а', 4Ь' относительно друг друга. Верхняя часть 4а' упорной пластины следует за модулем к поверхности, тогда как нижняя часть 4Ь' упорной пластины остается на морском дне вместе с выступающими направляющими конструкциями 6'.
Соответствующие части 4а', 4Ь' упорной пластины удерживают свои соответственные концы Е1', Е2' труб, которые выглядят как выступающие трубные переводники. Как показано на фиг. 8, каждая упорная пластина разделена на верхнюю упорную пластину 4а', 4а модуля 1' и нижнюю, сцентрованную упорную пластину 4Ь', 4Ь; последние расположены каждая на своем подводном узле 1 и, когда они сведены с помощью направляющих средств О, вместе образуют упомянутую плоскость Р1 пластины.
Как и ранее, соответствующие части каждого подводного узла 1 имеют вид выступающих направляющих конструкций 6', идущих существенно перпендикулярно упорной пластине 4Ь', 4Ь и в том же направлении, что и выступающие трубные переводники Е1', Е1''. Соединительная пластина 7' расположена параллельно упорной пластине 4Ь', 4Ь на расстоянии от этих элементов и соединяет две направляющие конструкции 6'.
Съёмный/сменный модуль 1' в типовом случае представляет собой узел клапана.
Должно быть понятно, что если модуль 1' нужно снять, вначале следует освободить соединитель 3'. Затем используется гидравлический/механический инструмент 19, теперь для отталкивания конструкции 2' от модуля 1' по направляющим 6' на донном узле 1. После этого модуль 1' может быть поднят вдоль стоек Р и тросов
Фиг. 9 представляет подводную конструкцию для передачи нагрузок, в которой каждой трубный переводник снабжен термоизоляцией от окружающей среды. Это - та же конструкция, что и показанная на фиг. 1А, и в том же ракурсе, но закрытая оболочкой из термоизолирующего материала. Термоизолирующие части обозначены буквой I. Изоляцией снабжены те части, сквозь которые идет поток жидкости.
Фиг. 10 представляет подводную конструкцию для передачи нагрузок, в которой показаны три главных пути передачи сил через конструкцию или гашения сил. Стрелка 1 показывает внешние моменты, которые гасятся подводной конструкцией для передачи нагрузок, а именно перемещаемой конструкцией 2', направляющими 6' и опорной рамой Р. Стрелка 2 показывает моменты, которые гасятся подводной конструкцией для передачи нагрузок, а именно перемещаемой конструкцией 2', соединителем 3' и опорной рамой Р. Стрелка 3 показывает моменты, которые гасятся подводной конструкцией для передачи нагрузок, а именно перемещаемой конструкцией 2', соединителем 3', и далее в трубопроводе. Это значит, что на соединитель 3' и на сами концы труб (например, Е1' и Е2') воздействуют нагрузки, сниженные на величину, соответствующую нагрузке, погашенной по ходу стрелки или пути 1.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Подводная конструкция (10) для передачи нагрузок с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в соединении труб, подвергающемся воздействию изгибающих моментов, когда соединение завершено, содержащая неподвижную конструкцию (1), которая удерживает конец (Е1) первой трубы, и перемещаемую конструкцию (2), которая удерживает конец (Е2) второй трубы, при этом конец (Е2) второй трубы соединен с концом (Е4) первой, неподвижной трубы, причем неподвижная конструкция (1) включает направляющие конструкции (6), имеющие заранее определенную конфигурацию, включающую сопряженные части (6а, 6Ь), поверхности которых взаимодействуют при стыковке с ответ- 5 027668 ными элементами (11, 12) перемещаемой конструкции (2), имеющими заранее определенную конфигурацию, включающую части (14, 15), для создания пути передачи нагрузки в обход концов (Е1, Е2) труб, причем поверхности указанных частей (14, 15) выполнены с управляемыми допусками для обеспечения средств передачи момента при возможном появлении нагрузок или деформации в концах (Е1? Е2) труб, при этом подводная конструкция (10) также содержит зажимной соединитель (3), который удерживает концы (Е1, Е2) труб вместе, обеспечивая зазор между поверхностями частей (15), выполненными в части (11) конструкции (2) в виде подковообразных вырезов, и поверхностями частей (6Ь) направляющей конструкции (6) конструкции (1) в виде округлых частей.
  2. 2. Конструкция по п.1, отличающаяся тем, что неподвижная конструкция (1) включает упорную пластину (4), которая удерживает конец (ЕД первой трубы в виде выступающего раструба; причем две указанные направляющие конструкции (6) выступают, по существу, перпендикулярно плоскости (Ρι) упорной пластины (4) и проходят в том же направлении, что и выступающий указанный раструб, и соединительную пластину (7), которая расположена, по существу, параллельно упорной пластине (4) на расстоянии от нее и соединяет друг с другом две выступающие указанные направляющие конструкции (6).
  3. 3. Конструкция по п.1 или 2, отличающаяся тем, что указанные элементы (11, 12) перемещаемой конструкции (2) представляют собой передний пластинчатый элемент (11) и задний пластинчатый элемент (12), которые совместно удерживают конец (Е2) второй трубы, причем пластинчатые элементы (11, 12) расположены, по существу, параллельно, разнесены друг от друга и соединены двумя распорными конструкциями (13).
  4. 4. Конструкция по одному из пп.1-3, отличающаяся тем, что указанные части (6а, 6Ь), имеющие заранее определенную конфигурацию с сопряженными поверхностями для каждой направляющей конструкции (6) неподвижной конструкции (1), представляют собой переднюю часть (6а) в виде выступающего стержня, отходящего от соединительной пластины (7), и заднюю часть (6Ь) в виде сформированной или механически обработанной части.
  5. 5. Конструкция по п.4, отличающаяся тем, что части (14) перемещаемой конструкции (2), имеющие заранее определенную конфигурацию с сопряженными поверхностями, включают заднюю часть в виде выступающего раструба, отходящего от заднего пластинчатого элемента (12).
  6. 6. Конструкция по п.4 или 5, отличающаяся тем, что выступающий стержень (6а) при стыковке и после соединения взаимодействует с указанным выступающим раструбом (14), а механически обработанная часть (6Ь) взаимодействует, по существу, с подковообразным вырезом (15), при этом указанные части изготовлены с допусками относительно друг друга для обеспечения средств передачи момента, включающихся в работу при нагружении концов труб.
  7. 7. Конструкция по одному из пп.2-6, отличающаяся тем, что каждая направляющая конструкция (6) неподвижной конструкции (1) включает промежуточную часть (6с), имеющую выемки, расположенные между выступающим стержнем (6а) и механически обработанной частью (6Ь), предназначенные для посадки подковообразного выреза (15) в передней пластинчатой части (11) на направляющую конструкцию (6) для соединения указанных конструкций (1, 2) друг с другом при продвижении подвижной конструкции (2) по направлению к неподвижной конструкции (1).
  8. 8. Конструкция по одному из пп.1-7, отличающаяся тем, что включает инструмент (20) для захвата и направления конструкций (1, 2), прикрепляемый к неподвижной конструкции (1) с возможностью отсоединения после завершения соединения конструкций (1, 2).
  9. 9. Конструкция по одному из пп.1-8, отличающаяся тем, что перемещаемая конструкция (2) включает вертлюг (16), который допускает вращение трубопровода относительно перемещаемой конструкции (2) вокруг продольной оси (А) трубопровода.
  10. 10. Конструкция по одному из пп.1-9, отличающаяся тем, что неподвижная конструкция (1) разделена на съёмный/сменный модуль (1'), включающий два противонаправленных патрубка (Е1', Εί) и два взаимодействующих базовых узла (1), причем указанный модуль (1') выполнен так, что может быть помещен между двумя перемещаемыми конструкциями (2') и посажен на базовые узлы (1), а каждый базовый узел (1) снабжен соответствующими направляющими конструкциями (6'), имеющими заранее определенную конфигурацию, включающую части (6а', 6Ь'), поверхности которых взаимодействуют с ответными элементами (11', 12') на подвижной конструкции (2'), имеющими заранее определенную конфигурацию, включающую части (14', 15'), для создания пути передачи нагрузки в обход концов (Е1', Е2'; Е1, Е2) труб, при этом поверхности указанных частей (14', 15') выполнены с управляемыми допусками для обеспечения средств передачи момента при возможном появлении нагрузок или деформации в концах (ЕЛ Е'; Е, Е2) труб.
  11. 11. Конструкция по п.10, отличающаяся тем, что съёмный/сменный модуль (1') включает соответствующие упорные пластины (4а', 4а), которые удерживают соответственные концы (Е1', Е1) труб в виде выступающих трубных переводников.
  12. 12. Конструкция по п.11, отличающаяся тем, что каждая упорная пластина (4а', 4а), расположенная на съемном/сменном модуле (1') сцентрована с соответствующей упорной пластиной (4Ь', 4Ь), расположенной ниже на базовом узле (1).
    - 6 027668
  13. 13. Конструкция по п.10, отличающаяся тем, что соответствующие направляющие конструкции (6') каждого базового узла (1) выступают, по существу, перпендикулярно упорной пластине (4Ь', 4Ъ) и проходят в том же направлении, что и выступающие трубные концы (ЕД Е1), а соответствующая соединительная пластина (7') расположена, по существу, параллельно упорным пластинам (4Ь', 4Ь) на расстоянии от них и соединяет друг с другом две направляющие конструкции (6).
  14. 14. Конструкция по одному из пп.10-13, отличающаяся тем, что съемный/сменный модуль (1') представляет собой узел клапана.
  15. 15. Конструкция по одному из пп.1-14, отличающаяся тем, что соединитель (3') снабжен термоизоляцией (I) от окружающей среды.
EA201290142A 2009-09-16 2010-09-15 Подводная конструкция для передачи нагрузок с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в соединении труб, подвергающемся воздействию изгибающих моментов EA027668B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20093011A NO330676B1 (no) 2009-09-16 2009-09-16 Lastoverforende undervannskonstruksjon til permanent avlastning av krefter i en rorkopling
PCT/NO2010/000338 WO2011034438A1 (en) 2009-09-16 2010-09-15 Load transferring subsea structure

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201290142A1 EA201290142A1 (ru) 2013-11-29
EA027668B1 true EA027668B1 (ru) 2017-08-31

Family

ID=43758858

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201290142A EA027668B1 (ru) 2009-09-16 2010-09-15 Подводная конструкция для передачи нагрузок с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в соединении труб, подвергающемся воздействию изгибающих моментов

Country Status (8)

Country Link
US (1) US10060555B2 (ru)
EP (1) EP2478283B1 (ru)
AU (1) AU2010296147B2 (ru)
BR (1) BR112012005927B1 (ru)
CA (1) CA2773641C (ru)
EA (1) EA027668B1 (ru)
NO (1) NO330676B1 (ru)
WO (1) WO2011034438A1 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2722479B1 (en) 2012-10-17 2016-04-27 Vetco Gray Scandinavia AS Subsea arrangement
EP2722480B1 (en) * 2012-10-17 2016-04-20 Vetco Gray Scandinavia AS Connection appliance and connection arrangement comprising such a connection appliance
NO338440B1 (no) * 2014-11-24 2016-08-15 Vetco Gray Scandinavia As Termineringsinnretning
NO341771B1 (en) 2016-04-21 2018-01-15 Vetco Gray Scandinavia As Horizontal connection system and method for subsea connection of two hubs to each other by means of such a connection system
AU2018273454B2 (en) 2017-05-24 2023-08-10 Nautilus Subsea As Horizontal subsea tie-in system
GB2591544B (en) * 2019-10-09 2023-07-26 Dril Quip Inc Subsea well intervention cap and method of deployment of subsea well intervention cap

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4019334A (en) * 1976-03-17 1977-04-26 Exxon Production Research Company Method and apparatus for making subsea pipe connections
WO2003050443A1 (en) * 2001-12-11 2003-06-19 Kværner Oilfield Products As A subsea tool for tie in of pipeline ends
US20070009328A1 (en) * 2003-05-28 2007-01-11 Vetco Aibel As Spool piece termination structure, a connection arrangement comprising such a termination structure and a pipeline termination
US20070269270A1 (en) * 2004-06-30 2007-11-22 Rolf Bastesen Pipeline Termination Skid, a Connection Arrangement Comprising Such a Pipeline Termination Skid and a Pipeline Termination

Family Cites Families (64)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3308881A (en) * 1962-11-05 1967-03-14 Chevron Res Method and apparatus for offshore well completion
US3338596A (en) * 1963-08-30 1967-08-29 Hydril Co Well head connector
US3347567A (en) * 1963-11-29 1967-10-17 Regan Forge & Eng Co Double tapered guidance apparatus
US3732923A (en) * 1967-11-01 1973-05-15 Rockwell Mfg Co Remote underwater flowline connection
US3459442A (en) * 1967-11-29 1969-08-05 Shell Oil Co Subsea pipe coupling apparatus
US3492027A (en) * 1968-03-11 1970-01-27 Rockwell Mfg Co Remote connection release
US3500906A (en) * 1968-05-23 1970-03-17 Shell Oil Co Subsurface wellhead and connector
FR2040599A5 (ru) * 1969-04-04 1971-01-22 Elf
US3605415A (en) * 1969-06-30 1971-09-20 North American Rockwell Underwater riser support structure
US3618661A (en) * 1969-08-15 1971-11-09 Shell Oil Co Apparatus and method for drilling and producing multiple underwater wells
US3592014A (en) * 1969-09-04 1971-07-13 North American Rockwell Pipe-connecting system for the remote connection of pipe ends
US3710580A (en) * 1969-12-24 1973-01-16 Texaco Inc Marine platform foundation structure
US3675713A (en) * 1970-03-30 1972-07-11 Regan Forge & Eng Co Method and apparatus for separating subsea well conduit couplings from a remote floating vessel
US4109480A (en) * 1975-06-20 1978-08-29 The Sea Horse Corporation Under water crane
GB1558763A (en) * 1975-10-06 1980-01-09 Shotbolt K Ball and socket joints and methods of laying pipelines
US4036295A (en) * 1976-04-22 1977-07-19 Armco Steel Corporation Method and apparatus for connecting flowlines to underwater installations
US4114393A (en) * 1977-06-20 1978-09-19 Union Oil Company Of California Lateral support members for a tension leg platform
US4153278A (en) * 1977-09-19 1979-05-08 Vetco, Inc. Hydraulically operated misalignment connector
US4200312A (en) * 1978-02-06 1980-04-29 Regan Offshore International, Inc. Subsea flowline connector
US4310263A (en) * 1980-06-27 1982-01-12 Exxon Production Research Company Pipeline connection system
US4360290A (en) * 1980-12-17 1982-11-23 Shell Oil Company Internal pipeline plug for deep subsea pipe-to-pipe pull-in connection operations
US4365912A (en) * 1980-12-22 1982-12-28 Texaco Development Corporation Tension leg platform assembly
US4459065A (en) * 1981-04-30 1984-07-10 Conoco Inc. Subsea winching apparatus and method
US4437521A (en) * 1982-04-26 1984-03-20 Mobil Oil Corporation Subsea wellhead connection assembly and methods of installation
US4525101A (en) * 1982-06-30 1985-06-25 Shell Oil Company Drill string deployment of cable pulling tool
US4439068A (en) * 1982-09-23 1984-03-27 Armco Inc. Releasable guide post mount and method for recovering guide posts by remote operations
IT1172825B (it) * 1983-04-18 1987-06-18 Tecnomare Spa Dima sottomarina per la perforazione di pozzi per lo sfruttamento di giacimenti di idrocarburi in mare
US4735267A (en) * 1985-03-11 1988-04-05 Shell Oil Company Flexible production riser assembly and installation method
FR2610282B1 (fr) * 1987-01-29 1990-03-23 Doris Engineering Plate-forme marine souple avec tetes de puits en surface
US4784523A (en) * 1987-03-26 1988-11-15 Exxon Production Research Company Method and apparatus for remotely orienting a flowline for connection to a subsea structure
GB2203508A (en) * 1987-04-16 1988-10-19 Shell Int Research System and method for securing a marine riser to a floating structure
US5051036A (en) * 1989-10-31 1991-09-24 Gomez De Rosas Ricardo R Method of installing lean-to well protector
BR9103428A (pt) * 1991-08-09 1993-03-09 Petroleo Brasileiro Sa Arvore de natal molhada
BR9103429A (pt) * 1991-08-09 1993-03-09 Petroleo Brasileiro Sa Modulo de arvore satelite e estrutura de linhas de fluxo para interligacao de um poco satelite a um sistema submarino de producao
US5244312A (en) * 1991-12-29 1993-09-14 Conoco Inc. Pile supported drilling template
US5265980A (en) * 1992-09-28 1993-11-30 Oil Industry Engineering, Inc. Junction plate assembly for a subsea structure
US5333691A (en) * 1993-05-25 1994-08-02 Bhp Petroleum Pty Ltd. ROV installable junction plate and method
FR2726858A1 (fr) * 1994-11-14 1996-05-15 Schlumberger Services Petrol Appareil obturateur de train de tiges d'essai, pour puits petrolier sous-marin tube
US5609441A (en) * 1995-03-15 1997-03-11 Khachaturian; Jon E. Method and apparatus for the offshore installation of multi-ton prefabricated deck packages on partially submerged offshore jacket foundations
US6149350A (en) * 1995-03-15 2000-11-21 Khachaturian; Jon E. Method and apparatus for the offshore installation of multi-ton packages such as deck packages and jackets
US5819852A (en) * 1996-03-25 1998-10-13 Fmc Corporation Monobore completion/intervention riser system
FR2749918B1 (fr) * 1996-06-14 1998-08-07 Coflexip Systeme et procede de liaison entre deux ensembles mobiles l'un par rapport a l'autre, notamment dans des installations sous-marines
FR2763636B1 (fr) * 1997-05-23 1999-06-25 Coflexip Systeme et procede de raccordement entre deux ensembles mobiles l'un par rapport a l'autre, notamment dans des installations sous-marines
GB2330157B (en) * 1997-10-07 2001-11-07 Bluewater Terminal Systems Nv Riser system for connecting a seabed installation with a floating vessel
FR2773603B1 (fr) * 1998-01-09 2000-02-18 Coflexip Dispositif et procede d'installation de conduites a tres grandes profondeurs
US6102124A (en) * 1998-07-02 2000-08-15 Fmc Corporation Flying lead workover interface system
GB2345926A (en) * 1999-01-21 2000-07-26 Mcdermott Sa J Ray Intelligent production riser
NO20000831L (no) * 1999-03-25 2000-09-26 Pgs Offshore Technology As Produksjonsplattform med brønnventiler pÕ dekk
US6290431B1 (en) * 1999-04-06 2001-09-18 Williams Field Services Gulf Coast Company, L.P. Diverless subsea hot tap system with lateral pipe tie-in
GB2347183B (en) * 1999-06-29 2001-02-07 Fmc Corp Flowline connector with subsea equipment package
US6343893B1 (en) * 1999-11-29 2002-02-05 Mercur Slimhole Drilling And Intervention As Arrangement for controlling floating drilling and intervention vessels
US6557637B1 (en) * 2000-05-10 2003-05-06 Tiw Corporation Subsea riser disconnect and method
US6644410B1 (en) * 2000-07-27 2003-11-11 Christopher John Lindsey-Curran Modular subsea control system
US6554324B1 (en) * 2000-10-31 2003-04-29 Cooper Cameron Corporation Apparatus and method for connecting tubular members
US6484806B2 (en) * 2001-01-30 2002-11-26 Atwood Oceanics, Inc. Methods and apparatus for hydraulic and electro-hydraulic control of subsea blowout preventor systems
GB2382636A (en) * 2001-12-01 2003-06-04 Coflexip Apparatus for connecting a pipe to a sub-sea structure
US6817808B1 (en) * 2003-05-20 2004-11-16 Mentor Subsea Technology Services, Inc. Rotatable pipeline end termination
GB2410756B (en) * 2004-01-28 2006-10-11 Subsea 7 Norway Nuf Riser apparatus,assembly and method of installing same
US7503391B2 (en) * 2004-06-03 2009-03-17 Dril-Quip, Inc. Tieback connector
US7467662B2 (en) * 2004-07-12 2008-12-23 Deep Down, Inc. Method and apparatus for installing an undersea umbilical
US7216714B2 (en) * 2004-08-20 2007-05-15 Oceaneering International, Inc. Modular, distributed, ROV retrievable subsea control system, associated deepwater subsea blowout preventer stack configuration, and methods of use
US7963721B2 (en) * 2004-09-21 2011-06-21 Kellogg Brown & Root Llc Distributed buoyancy subsea pipeline apparatus and method
US20070081862A1 (en) * 2005-10-07 2007-04-12 Heerema Marine Contractors Nederland B.V. Pipeline assembly comprising an anchoring device and method for installing a pipeline assembly comprising an anchoring device
US8123437B2 (en) * 2005-10-07 2012-02-28 Heerema Marine Contractors Nederland B.V. Pipeline assembly comprising an anchoring device

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4019334A (en) * 1976-03-17 1977-04-26 Exxon Production Research Company Method and apparatus for making subsea pipe connections
WO2003050443A1 (en) * 2001-12-11 2003-06-19 Kværner Oilfield Products As A subsea tool for tie in of pipeline ends
US20070009328A1 (en) * 2003-05-28 2007-01-11 Vetco Aibel As Spool piece termination structure, a connection arrangement comprising such a termination structure and a pipeline termination
US20070269270A1 (en) * 2004-06-30 2007-11-22 Rolf Bastesen Pipeline Termination Skid, a Connection Arrangement Comprising Such a Pipeline Termination Skid and a Pipeline Termination

Also Published As

Publication number Publication date
EP2478283A4 (en) 2014-10-08
AU2010296147B2 (en) 2016-09-01
US20120160505A1 (en) 2012-06-28
US10060555B2 (en) 2018-08-28
BR112012005927B1 (pt) 2020-06-16
WO2011034438A1 (en) 2011-03-24
CA2773641C (en) 2019-04-16
AU2010296147A1 (en) 2012-03-15
EP2478283A1 (en) 2012-07-25
EA201290142A1 (ru) 2013-11-29
CA2773641A1 (en) 2011-03-24
BR112012005927A2 (pt) 2017-06-06
NO20093011A1 (no) 2011-03-17
EP2478283B1 (en) 2018-12-12
NO330676B1 (no) 2011-06-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA027668B1 (ru) Подводная конструкция для передачи нагрузок с возможностью временного направления и постоянного гашения сил в соединении труб, подвергающемся воздействию изгибающих моментов
AU2009282387B2 (en) Umbilical field connect
RU2381405C2 (ru) Опорное устройство для оконечности трубопровода, соединительная конструкция, содержащая такое устройство, и оконечность трубопровода
US4139221A (en) Ball and socket joint
US9028173B2 (en) Sub-sea apparatus and operating method
RU2443043C2 (ru) Соединительный узел
US8875364B2 (en) Insulated pipe coupling
AU2013384335B2 (en) Automated tightener for a wet mateable connection assembly
EP3555515B1 (en) Bundle section of a pipe bundle for subsea installation
US8960300B2 (en) Remote subsea connection equipment
CN114747098A (zh) 单相联接器
Corbetta et al. A new approach to capex and opex reduction: an integrated system for remote tie-ins and pipeline repair
EP4193086B1 (en) Clamping pipelines
WO1995031669A1 (en) A method of laying a pipeline
WO2020197411A1 (en) A system and a method for facilitating connection of fluid lines
WO2015158367A1 (en) A method for a subsea power cable installation procedure
Aleksandersen et al. Autonomous Subsea Tie In System (AUSTIN) for Large Diameter Pipelines in Deep Waters
Jansen et al. Norne-Heidrun: Closing" The Loop" With Diverless Flanged Connections
Bakken TOGI pull-in and connection systems

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU