EP1797245B1 - Plate-forme d'exploitation en mer - Google Patents

Plate-forme d'exploitation en mer Download PDF

Info

Publication number
EP1797245B1
EP1797245B1 EP05804232.6A EP05804232A EP1797245B1 EP 1797245 B1 EP1797245 B1 EP 1797245B1 EP 05804232 A EP05804232 A EP 05804232A EP 1797245 B1 EP1797245 B1 EP 1797245B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
leg
caisson
box
platform
seabed
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Not-in-force
Application number
EP05804232.6A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP1797245A1 (fr
Inventor
Pierre-Armand Tour Défense 2000 - THOMAS
Nicolas Tcherniguin
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Technip Energies France SAS
Original Assignee
Technip France SAS
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 Technip France SAS filed Critical Technip France SAS
Publication of EP1797245A1 publication Critical patent/EP1797245A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP1797245B1 publication Critical patent/EP1797245B1/fr
Not-in-force legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B17/02—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor placed by lowering the supporting construction to the bottom, e.g. with subsequent fixing thereto
    • E02B17/021—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor placed by lowering the supporting construction to the bottom, e.g. with subsequent fixing thereto with relative movement between supporting construction and platform
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/50—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B17/04—Equipment specially adapted for raising, lowering, or immobilising the working platform relative to the supporting construction
    • E02B17/08—Equipment specially adapted for raising, lowering, or immobilising the working platform relative to the supporting construction for raising or lowering
    • E02B17/0818—Equipment specially adapted for raising, lowering, or immobilising the working platform relative to the supporting construction for raising or lowering with racks actuated by pinions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B2017/0056—Platforms with supporting legs
    • E02B2017/006—Platforms with supporting legs with lattice style supporting legs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B2017/0056—Platforms with supporting legs
    • E02B2017/0073—Details of sea bottom engaging footing
    • E02B2017/0078—Suction piles, suction cans

Definitions

  • the present invention relates to an offshore operating platform.
  • Offshore platforms of the self-elevating type such as oil rigs, generally include legs, including three in number, resting on the seabed, and a movable bridge mounted and adjustable in height along the legs and including operating equipment and living quarters.
  • each leg is equipped with a foot or a base to bear on the seabed when the platform is installed on a site of exploitation.
  • This foot or base of each leg has a contact surface with the seabed which is limited to support the weight of the platform that under calm sea conditions and for a relatively short time.
  • the legs of the platform must be firmly anchored in the seabed.
  • each leg is associated with a pumping unit so as to reduce the pressure inside the box and to penetrate this box in the seabed to a desired depth.
  • These boxes associated with a pumping unit are referred to by specialists as the "suction pile”.
  • each box is fixed and projecting below the foot or the base of the corresponding leg which has drawbacks.
  • this arrangement poses problems when assembling the boxes on the lower end of the legs of the platform. Indeed, the lower end of each leg is submerged in most cases so that the handling of these boxes requires a heavy infrastructure and complex because of the volumes to manage because these boxes have a diameter of about 17 to 20 meters and a height that can reach several meters.
  • the invention aims to remedy these drawbacks by proposing an offshore operating platform whose installation cost on a marine site is reduced.
  • FIG. 1 schematically shows an offshore operating platform, including self-elevating, comprising a bridge 1 provided with operating equipment and usual living quarters.
  • the bridge 1 is movably mounted on vertical legs 2 which each have a triangular section, as shown in FIG. Fig. 2 .
  • These legs 2 may also have a square or circular section and they may be three or four, evenly distributed on the bridge 1.
  • each leg 2 is formed of three ribs 3 connected to each other by a trellis of metal beams 4.
  • a trellis of metal beams 4 On the Figs. 1 , 6 and 7 only two members 3 have been shown for simplification purposes.
  • the displacement of the bridge 1 on the legs 2 is effected by means of drive mechanisms, not shown, housed for each leg, in a supporting frame 5 also called by the "jack-house” specialists.
  • Each supporting frame 5 is supported by the bridge 1 and the drive mechanisms are formed, in a conventional manner by geared motor assemblies each driving an output pinion cooperating with racks 6 disposed on the frames 3 of each leg 2, and that shown to the Fig. 2 .
  • These legs 2 are intended to bear on the seabed 7 ( Fig. 6 and 7 ) when the platform is in the drilling or operating position and, for this purpose, each leg 2 ends, at its lower part, with a base 8.
  • each leg 2 comprises, at its lower part, a box 10 open at its base and which is intended to penetrate into the seabed 7 to a desired depth so as to anchor the corresponding leg 2 in this seabed, as we will see later.
  • each box 10 is connected to a pumping unit, not shown, so as to reduce the pressure inside the box 10 and to make it penetrate the seabed 7 at the time of installation of the plate on the operating site.
  • the casing 10 of each leg 2 is disposed inside the corresponding leg 2 and is displaceable in the axis of this leg 2 between an upper retracted position ( Fig. 1 and 3 ) in which only the lower end 10a of this box 10 protrudes below the base 8 of the leg 2 and a low protruding position ( Fig. 7 ) in which only the upper end 10b of this box 10 is disposed in the leg 2.
  • each leg 2 comprise at least one support member on the corresponding box 10 in the upper position of this box 10 so as to prevent the rise of said box during the application of the lower end of this leg 2 on the seabed 7 and each box 10 has locking means on the corresponding leg 2 in its lower position so as to block the box 10 in the lower anchoring position of the corresponding leg 2 on the seabed 7.
  • each support member on the casing 10 in each leg 2 is constituted by a horizontal abutment stop 20 and fixed on a chord 3 inside the leg 2 above the upper end 10b of the casing 10 in its high retracted position ( Fig. 3 ).
  • the distance between the bearing stops 20 and the base 8 of the leg 2 is less than the height of the box 10 of the leg 2 so as to maintain the lower part 10a of the box 10 below the base 8 in the up position. retracted from this box 10.
  • the box 10 has a cross section conjugate to the cross section of the leg 2 and, in this case, a triangular cross section.
  • the locking means of the box 10 comprise an arm 25 for each frame 3 of the leg 2 and mounted on the upper end 10b of the box 10, as appears in the Fig. 4 .
  • the arms 25 extend above the box 10 and are inclined towards the outside of this box 10.
  • each arm 25 has a first end 25a mounted articulated on the box 10 and a second end 25b, said free end which is provided with two opposite pins 26 extending transversely with respect to the longitudinal axis of the arm 25.
  • Each arm 25 is displaceable between this inclined position in which the end 25b is held pressed against a frame 3 of the leg 2 and a substantially vertical position during the translation of the box 10 between the retracted high position and the low projecting position, as will be described later.
  • each arm 25 is provided for example by a jack 27, such as for example a hydraulic cylinder, pneumatic or electric, disposed on the upper face of the box 10.
  • a jack 27 such as for example a hydraulic cylinder, pneumatic or electric, disposed on the upper face of the box 10.
  • each arm 25 may be provided by any other appropriate member of known type, such as for example an elastic member holding the corresponding arm 25 in its inclined position towards the outside of the box 10.
  • each arm 25 may have a shape suitable for this arm is inclined outwardly of the box in its normal position and an elastic portion holding the arm in this position.
  • the locking means of the box 10 in the low projecting position also comprise a lower stop ( Figs. 3 and 5 ) fixed on each chord 3, disposed inside and at the lower end of each chord 3 of a leg 2.
  • each upper lateral edge of the stops 30 is equipped with a flange 30a forming with the opposite flange 30a a space 32 extending upwards and in the shape of a V ( Fig. 5 ) for guiding the corresponding stop 31.
  • each box 10 comprises an intermediate stop 35 fixed on each frame 3, disposed inside the leg 2 above the lower stops 30.
  • Each stop 35 is constituted, as shown in FIG. Fig. 5 two parallel elements 35a and forming between them a V-shaped space 36 for guiding and passing a stop 31 during the descent of the box 10.
  • each box 10 comprise at least two opposite arms 25, at least two opposite lower stops 30 and at least two intermediate stops 35 also opposed.
  • these elements 25, 30 and 35 are preferably three in number each and in the case of a leg 2 with a square section, said elements 25, 30 and 35 are preferably in number of four each.
  • the installation of the platform on an operating site is carried out as follows.
  • the platform is brought to the site by floatation or on a barge.
  • the legs 2 of the platform are in the raised position and the box 10 of each leg 2 is in the raised position retracted into the corresponding leg 2.
  • Each box 10 is held in this position for example by applying the ends 25b of the arms 25 to the ribs 3 of the legs 2 by means of the cylinders 27 or by any other appropriate means, such as for example a chain connecting the box 10 to the bridge 1 of the platform.
  • the legs 2 When the platform is on the operating site, the legs 2 are gradually lowered by means of the drive mechanisms carried by the bridge 1 and which act on the racks 6 of the chords 3 of said legs 2. These legs 2 are gradually lowered to the application of the bases 8 on the seabed 7, as shown in FIG. Fig. 6 . During the descent of each leg 2, the bearing stops 20 of the leg 2 are in contact with the box 10 so as to penetrate the lower portion 10a of the box 10 in the seabed 7.
  • the next step is to anchor the legs 2 in the seabed 7 by means of the caissons 10.
  • the pressure inside the box 10 is reduced by means of the pump unit associated with the box 10 so as to cause a progressive descent of the box 10 which enters the seabed 7.
  • the arms 25 are tilted by the cylinders 27 substantially in a vertical position so as to allow these arms 25 to pass between the bearing abutments 20 and between the intermediate stops 35.
  • the stops 31 of the box 30 pass into the space 36 between the elements 35a of the intermediate stops 35 and these stops 31 bear against the lower stops 30 of the ribs 3 of the legs 2, as shown in FIG. Fig. 7 .
  • deck 1 of the platform can be raised before the caissons 10 are driven into the seabed 7.
  • the stops 30 and 31 which are in contact in the anchoring position of the legs 2 by the box 10 allow, in the case where the legs 2 are raised, these boxes 10 to follow the movement.
  • each box 10 can be completely retracted into the corresponding leg 2.
  • 3 members are not equipped with bearing stops 20 and the lower end 10a of each box 10 is not projecting below the base 8 in the retracted high position of the box 10.
  • the platform according to the invention has the advantage, thanks to the retractable anchoring boxes in the legs, to have a reduced draft during its transport on a site of exploitation compared to the platforms of this type used so far.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Bridges Or Land Bridges (AREA)
  • Revetment (AREA)
  • Foundations (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Description

  • La présente invention concerne une plate-forme d'exploitation en mer.
  • Les plates-formes d'exploitation en mer du type auto-élévatrice, comme par exemple les plates-formes pétrolières, comprennent généralement des jambes, notamment au nombre de trois, prenant appui sur le fond marin, ainsi qu'un pont monté déplaçable et réglable en hauteur le long des jambes et portant notamment des équipements d'exploitation et des locaux d'habitation.
  • L'extrémité inférieure de chaque jambe est équipée d'un pied ou d'un socle destiné à prendre appui sur le fond marin lorsque la plate-forme est installée sur un site d'exploitation. Ce pied ou ce socle de chaque jambe présente une surface de contact avec le fond marin qui est limitée permettant de supporter le poids propre de la plate-forme que sous des conditions de mer calme et pendant un temps relativement court.
  • De ce fait, pour un long séjour correspondant à la durée normale d'une campagne de production, les jambes de la plate-forme doivent être solidement ancrées dans le fond marin.
  • Pour cela, il est connu de fixer chacun des pieds des jambes de la plate-forme au moyen de pieux profondément enfoncés dans le sol. Mais, cette a disposition est, compte tenu de la dimension de tels pieux, une opération longue et coûteuse car elle nécessite l'intervention de matériels lourds et dont le coût d'exploitation est extrêmement élevé.
  • Une autre solution couramment utilisée pour ancrer les jambes de la plate-forme dans le fond marin consiste à associer à chaque jambe, un caisson ouvert à sa base et muni d'une valve. L'enfoncement de chaque caisson dans le fond est effectué sous le poids de l'ensemble de la plate-formé. Dans d'autres cas, chaque caisson est associé à une unité de pompage de façon à réduire la pression à l'intérieur du caisson et à faire pénétrer ce caisson dans le fond marin jusqu'à une profondeur désirée. Ces caissons associés à une unité de pompage sont dénommés par les spécialistes sous le nom de "suction pile".
  • Généralement, chaque caisson est fixe et en saillie au-dessous du pied ou du socle de la jambe correspondante ce qui présente des inconvénients.
  • En effet, lors du transport de la plate-forme préalablement assemblée du site de montage jusqu'au site d'exploitation, soit par flottaison de la plate-forme, soit par une barge, ces caissons qui ont une hauteur de plusieurs mètres, sont dans l'eau et offrent une résistance à l'avancement de la plate-forme importante et par conséquent une dépense d'énergie supplémentaire.
  • De plus, cette disposition pose des problèmes au moment du montage des caissons sur l'extrémité inférieure des jambes de la plate-forme. En effet, l'extrémité inférieure de chaque jambe est immergée dans la plupart des cas si bien que la manutention de ces caissons nécessite une infrastructure lourde et complexe du fait des volumes à gérer car ces caissons ont un diamètre de l'ordre de 17 à 20 mètres et une hauteur qui peut atteindre plusieurs mètres.
  • On connaît dans le document US-A-2 994 202 une plate-forme d'exploitation en mer, du type comprenant un pont monté sur des jambes comportant chacune, à sa partie inférieure, un socle d'appui sur le fond marin et un caisson ouvert à sa base et destiné à pénétrer dans le fond marin pour ancrer la plate-forme, chaque caisson est disposé à l'intérieur d'une jambe et ancré dans le fond marin. Le caisson est maintenu par rapport à la jambe correspondante dans une position basse par la pression d'un fluide.
  • Le maintien par la pression d'un fluide pose des problèmes qui résident principalement dans le fait qu'il est difficile de maintenir cette pression à une valeur prédéterminée et, de ce fait, un verrouillage constant. De plus, en cas de fuite dans le système hydraulique le caisson peut se retrouver déverrouillé de la jambe.
  • L'invention vise à remédier à ces inconvénients en proposant une plate-forme d'exploitation en mer dont le coût d'installation sur un site marin est réduit.
  • L'invention a donc pour objet une plate-forme d'exploitation en mer, du type comprenant un pont monté déplaçable sur des jambes comportant chacune, à sa partie inférieure, un socle d'appui sur le fond marin et un caisson ouvert à sa base et destiné à pénétrer dans le fond marin pour ancrer la plate-forme, chaque caisson étant disposé à l'intérieur d'une jambe et étant déplaçable dans l'axe de cette jambe entre une position haute escamotée et une position basse en saillie par rapport au socle de la jambe et ancrée dans le fond marin, chaque caisson comportant des moyens de verrouillage mécanique sur la jambe dans la position basse dudit caisson, caractérisé en ce que les moyens de verrouillage mécanique de chaque caisson comprennent :
    • au moins deux bras opposés, montés sur l'extrémité inférieure du caisson et s'étendant au-dessus dudit caisson,
    • au moins deux butées inférieures opposées, disposées à l'intérieur et à l'extrémité inférieure de la jambe et destinées à coopérer chacune dans la positon basse de ce caisson, avec une butée disposée à l'extrémité supérieure du caisson, et
    • au moins deux butées intermédiaires opposées, disposées à l'intérieur de la jambe au-dessus des butées inférieures et destinées à bloquer chacune une extrémité inférieure d'un bras dans ladite position basse du caisson.
  • Suivant des modes particuliers de mise en oeuvre :
    • dans la position haute escamotée du caisson, seule l'extrémité inférieure de ce caisson dépasse au-dessous du socle de la jambe et dans la position basse en saillie du caisson, seule l'extrémité supérieure dudit caisson est disposée dans la jambe,
    • la jambe comporte au moins un organe d'appui sur le caisson dans la position haute de ce caisson,
    • chaque jambe comprend des membrures et ledit organe d'appui sur le caisson est formé par une butée d'appui fixée sur une membrure à l'intérieur de la jambe correspondante,
    • la distance séparant les butées d'appui et le socle de la jambe est inférieure à la hauteur du caisson de cette jambe, et
    • les bras sont inclinés vers l'extérieur du caisson et déplaçables entre cette position inclinée et une position sensiblement verticale lors de la translation du caisson.
  • L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée à titre d'exemple et faite en référence aux dessins annexés, sur lesquels :
    • la Fig. 1 est une vue schématique en élévation d'une plate-forme d'exploitation en mer, conforme à l'invention, et en position de flottaison,
    • la Fig. 2 est une vue schématique en coupe transversale d'une jambe de la plate-forme et selon la ligne 2-2 de la Fig. 1,
    • la Fig. 3 est une vue schématique en élévation et à plus grande échelle de la partie inférieure d'une jambe de la plate-forme, conforme à l'invention,
    • la Fig. 4 est une vue schématique en perspective d'un caisson d'ancrage d'une jambe de la plate-forme, conforme à l'invention,
    • la Fig. 5 est une vue schématique en perspective de la partie inférieure d'une membrure d'une jambe de la plate-forme, conforme à l'invention,
    • les Figs. 6 et 7 sont des vues schématiques en élévation montrant les étapes d'installation sur un site d'exploitation de la plate-forme, conforme à l'invention.
  • Sur la Fig. 1, on a représenté schématiquement une plate-forme d'exploitation en mer, notamment auto-élévatrice, comprenant un pont 1 pourvu des équipements d'exploitation et des locaux d'habitation habituels.
  • Le pont 1 est monté déplaçable sur des jambes verticales 2 qui présentent chacune une section triangulaire, ainsi que montré sur la Fig. 2. Ces jambes 2 peuvent également présenter une section carrée ou circulaire et elles peuvent être au nombre de trois ou quatre, réparties uniformément sur le pont 1.
  • Comme montré à la Fig. 2, chaque jambe 2 est formée de trois membrures 3 reliées entre elles par un treillis de poutrelles métalliques 4. Sur les Figs. 1, 6 et 7 uniquement deux membrures 3 ont été représentées dans un but de simplification.
  • Le déplacement du pont 1 sur les jambes 2 est effectué au moyen de mécanismes d'entraînement, non représentés, logés pour chaque jambe, dans une ossature porteuse 5 également appelée par les spécialistes "jack-house". Chaque ossature porteuse 5 est supportée par le pont 1 et les mécanismes d'entraînement sont formés, de façon classique par des ensembles moto-réducteurs entraînant chacun un pignon de sortie coopérant avec des crémaillères 6 disposées sur les membrures 3 de chaque jambe 2, ainsi que montré à la Fig. 2. Ces jambes 2 sont destinées à prendre appui sur le fond marin 7 (Fig. 6 et 7) lorsque la plate-forme est en position de forage ou d'exploitation et, à cet effet, chaque jambe 2 se termine, à sa partie inférieure, par un socle 8.
  • De plus, chaque jambe 2 comporte, à sa partie inférieure, un caisson 10 ouvert à sa base et qui est destiné à pénétrer dans le fond marin 7 jusqu'à une profondeur désirée de façon à ancrer la jambe 2 correspondante dans ce fond marin, comme on le verra ultérieurement.
  • De manière classique, chaque caisson 10 est relié à une unité de pompage, non représentée, de façon à réduire la pression à l'intérieur du caisson 10 et à le faire pénétrer dans le fond marin 7 au moment de l'installation de la plate-forme sur le site d'exploitation.
  • Ces caissons sont dénommés par les spécialistes sous le nom de "section pile".
  • Dans l'exemple de réalisation représenté sur les figures et comme montré à plus grande échelle à la Fig. 3, le caisson 10 de chaque jambe 2 est disposé à l'intérieur de la jambe 2 correspondante et est déplaçable dans l'axe de cette jambe 2 entre une position haute escamotée (Fig. 1 et 3) dans laquelle seule l'extrémité inférieure 10a de ce caisson 10 dépasse au-dessous du socle 8 de la jambe 2 et une position basse en saillie (Fig. 7) dans laquelle seule l'extrémité supérieure 10b de ce caisson 10 est disposée dans la jambe 2.
  • D'une manière générale, les membrures 3 de chaque jambe 2 comportent au moins un organe d'appui sur le caisson 10 correspondant dans la position haute de ce caisson 10 de façon à éviter la remontée dudit caisson lors de l'application de l'extrémité inférieure de cette jambe 2 sur le fond marin 7 et chaque caisson 10 comporte des moyens de verrouillage sur la jambe 2 correspondante dans sa position basse de façon à bloquer le caisson 10 dans cette position basse d'ancrage de la jambe 2 correspondant sur le fond marin 7.
  • Comme cela apparaît sur les Figs. 2 et 3, chaque organe d'appui sur le caisson 10 dans chaque jambe 2 est constitué par une butée d'appui 20 horizontale et fixée sur une membrure 3 à l'intérieur de la jambe 2 au-dessus de l'extrémité supérieure 10b du caisson 10 dans sa position haute escamotée (Fig. 3). La distance séparant les butées d'appui 20 et le socle 8 de la jambe 2 est inférieure à la hauteur du caisson 10 de cette jambe 2 de façon à maintenir la partie inférieure 10a du caisson 10 au-dessous du socle 8 dans la position haute escamotée de ce caisson 10.
  • En se reportant maintenant plus particulièrement aux Figs. 3 à 5, on va décrire les moyens de verrouillage d'un caisson 10 sur une jambe 2 dans la position basse de ce caisson 10, les moyens de verrouillage des autres caissons 10 étant identiques.
  • Le caisson 10 présente une section transversale conjuguée à la section transversale de la jambe 2 et, dans le cas présent, une section transversale triangulaire.
  • Les moyens de verrouillage du caisson 10 comprennent un bras 25 pour chaque membrure 3 de la jambe 2 et monté sur l'extrémité supérieure 10b du caisson 10, comme cela apparaît à la Fig. 4. Les bras 25 s'étendent au-dessus du caisson 10 et sont inclinés vers l'extérieur de ce caisson 10. Dans l'exemple de réalisation représenté à la Fig. 4, chaque bras 25 comporte une première extrémité 25a montée articulée sur le caisson 10 et une seconde extrémité 25b dite extrémité libre qui est munie de deux tétons opposés 26 s'étendant transversalement par rapport à l'axe longitudinal du bras 25. Chaque bras 25 est déplaçable entre cette position inclinée dans laquelle l'extrémité 25b est maintenue appliquée contre une membrure 3 de la jambe 2 et une position sensiblement verticale lors de la translation du caisson 10 entre la position haute escamotée et la position basse en saillie, comme cela sera décrit ultérieurement.
  • Selon un mode de réalisation représenté à la Fig. 4, le déplacement de chaque bras 25 est assuré par exemple par un vérin 27, comme par exemple un vérin hydraulique, pneumatique ou électrique, disposé sur la face supérieure du caisson 10.
  • Le déplacement de chaque bras 25 peut être assuré par tout autre organe approprié et de type connu, comme par exemple un organe élastique maintenant le bras 25 correspondant dans sa position inclinée vers l'extérieur du caisson 10. Par ailleurs, chaque bras 25 peut avoir une forme appropriée pour que ce bras soit incliné vers l'extérieur du caisson dans sa position normale et une portion élastique maintenant le bras dans cette position.
  • Les moyens de verrouillage du caisson 10 en position basse en saillie comprennent aussi une butée 30 inférieure (Figs. 3 et 5) fixée sur chaque membrure 3, disposée à l'intérieur et à l'extrémité inférieure de chaque membrure 3 d'une jambe 2.
  • Ces butées 30 sont destinées à coopérer chacune avec une butée 31 disposée à l'extrémité supérieure du caisson 10 dans la position basse de ce caisson 10. Pour assurer le positionnement de chaque butée 31 par rapport à une butée inférieure 30 lors de la descente du caisson 10, chaque bord latéral supérieur des butées 30 est équipé d'un flasque 30a ménageant avec le flasque 30a opposé un espace 32 s'étendant vers le haut et en forme de V (Fig. 5) pour le guidage de la butée 31 correspondante.
  • Enfin, les moyens de verrouillage de chaque caisson 10 comprennent une butée intermédiaire 35 fixée sur chaque membrure 3, disposée à l'intérieur de la jambe 2 au-dessus des butées inférieures 30. Chaque butée 35 est constituée, comme montré à la Fig. 5, de deux éléments 35a parallèles et ménageant entre eux un espace 36 en forme de V pour le guidage et le passage d'une butée 31 lors de la descente du caisson 10.
  • D'une manière générale, les moyens de verrouillage de chaque caisson 10 comprennent au moins deux bras 25 opposés, au moins deux butées inférieures 30 opposées et au moins deux butées intermédiaires 35 également opposées. Dans le cas d'une jambe 2 à section circulaire ces éléments 25, 30 et 35 sont de préférence au nombre de trois chacun et dans le cas d'une jambe 2 à section carrée lesdits éléments 25, 30 et 35 sont de préférence au nombre de quatre chacun.
  • L'installation de la plate-forme sur un site d'exploitation est réalisée de la façon suivante.
  • La plate-forme est amenée sur le site par flottaison ou sur une barge. Les jambes 2 de la plate-forme sont en position relevée et le caisson 10 de chaque jambe 2 est en position haute escamotée dans la jambe 2 correspondante.
  • Chaque caisson 10 est maintenu dans cette position par exemple par application des extrémités 25b des bras 25 sur les membrures 3 des jambes 2 au moyen des vérins 27 ou par tout autre moyen appropriés, comme par exemple une chaîne reliant le caisson 10 au pont 1 de la plate-forme.
  • Dans cette position seule la partie inférieure 10a de chaque caisson 10 dépasse au-dessous du socle 8 de chaque jambe 2.
  • Lorsque la plate-forme se trouve sur le site d'exploitation, les jambes 2 sont progressivement descendues au moyen des mécanismes d'entraînement portés par le pont 1 et qui agissent sur les crémaillères 6 des membrures 3 desdites jambes 2. Ces jambes 2 sont progressivement descendues jusqu'à l'application des socles 8 sur le fond marin 7, comme montré à la Fig. 6. Au cours de la descente de chaque jambe 2, les butées d'appui 20 de la jambe 2 sont en contact avec le caisson 10 de façon à faire pénétrer la partie inférieure 10a du caisson 10 dans le fond marin 7.
  • Après cette première étape, l'étape suivante consiste à ancrer les jambes 2 dans le fond marin 7 au moyen des caissons 10.
  • Dans ce qui suit, on va décrire l'ancrage d'un caisson 10, l'ancrage des autres caissons 10 étant identique.
  • Pour cela, la pression à l'intérieur du caisson 10 est réduite au moyen de l'unité de pompage associée à ce caisson 10 de façon à provoquer une descente progressive de ce caisson 10 qui pénètre dans le fond marin 7.
  • Au cours de cette descente, les bras 25 sont basculés par les vérins 27 sensiblement en position verticale de façon à permettre à ces bras 25 de passer entre les butées d'appui 20 et entre les butées intermédiaires 35. Toujours au cours de cette descente, les butées 31 du caisson 30 passent dans l'espace 36 entre les éléments 35a des butées intermédiaires 35 et ces butées 31 viennent en appui sur les butées inférieures 30 des membrures 3 des jambes 2, ainsi que montré à la Fig. 7.
  • Dans cette position, le caisson 10 est enfoncé dans le sol marin 7 de la profondeur désirée. Ensuite, les bras 25 sont basculés au moyen des vérins 27 vers l'extérieur du caisson 10 de telle manière que les tétons 26 viennent s'appliquer contre les butées intermédiaires 35 verrouillant ainsi le caisson 10 dans sa position basse en saillie et d'ancrage de la jambe 2 correspondante. Les bras 35 empêchent donc la remontée de ce caisson 10 et permettent de faire transiter les efforts verticaux de chaque jambe 2 vers le caisson 10 correspondant. Ensuite, le pont 1 de la plate-forme est surélevé à la hauteur désirée.
  • Selon une variante, le pont 1 de la plate-forme peut être surélevé avant l'enfoncement des caissons 10 dans le fond marin 7.
  • Les butées 30 et 31 qui sont en contact dans la position d'ancrage des jambes 2 par les caisson 10 permettent, dans le cas où les jambes 2 se soulèvent, à ces caissons 10 de suivre le mouvement.
  • Selon un autre mode de réalisation, chaque caisson 10 peut être complètement escamoté dans la jambe 2 correspondante. Dans ce cas, les membrures 3 ne sont pas équipées des butées d'appui 20 et l'extrémité inférieure 10a de chaque caisson 10 n'est pas en saillie au-dessous du socle 8 dans la position haute escamotée du caisson 10.
  • La plate-forme selon l'invention présente l'avantage, grâce aux caissons d'ancrage escamotables dans les jambes, d'avoir un tirant d'eau réduit au cours de son transport sur un site d'exploitation par rapport aux plates-formes de ce type utilisées jusqu'à présent.

Claims (6)

  1. Plate-forme d'exploitation en mer, du type comprenant un pont (1) monté déplaçable sur des jambes (2) comportant chacune, à sa partie inférieure, un socle (8) d'appui sur le fond marin (7) et un caisson (10) ouvert à sa base et destiné à pénétrer dans le fond marin (7) pour ancrer la plate-forme (1), chaque caisson (10) étant disposé à l'intérieur d'une jambe (2) et étant déplaçable dans l'axe de cette jambe (2) entre une position haute escamotée et une position basse en saillie par rapport au socle (8) de la jambe (2) et ancrée dans le fond marin, chaque caisson (10) comportant des moyens (25, 30, 31, 35) de verrouillage sur la jambe (2) dans la position basse dudit caisson (10), caractérisée en ce que les moyens de verrouillage sont mécanique et comprennent pour chaque caisson (10) :
    - au moins deux bras (25) opposés, montés sur l'extrémité supérieure du caisson (10) et s'étendant au-dessus dudit caisson (10),
    - au moins deux butées inférieures (30) opposées, disposées à l'intérieur et à l'extrémité inférieure de la jambe (2) et destinées à coopérer chacune dans la position basse de ce caisson (10), avec une butée (31) disposée à l'extrémité supérieure du caisson (10), et
    - au moins deux butées intermédiaires (35) opposées, disposées à l'intérieur de la jambe (2) au-dessus des butées inférieures (30) et destinées à bloquer chacune l'extrémité libre (25b) d'un bras (25) dans ladite position basse du caisson (10).
  2. Plate-forme selon la revendication 1, caractérisée en ce que dans la position haute escamotée du caisson (10), seule l'extrémité inférieure (10a) de ce caisson (10) dépasse au dessous du socle (8) de la jambe (2) et dans la position basse en saillie du caisson (10), seule l'extrémité supérieure (10b) dudit caisson (10) est disposée dans la jambe (2).
  3. Plate-forme selon la revendication 2, caractérisée en ce que la jambe (2) comporte au moins un organe (20) d'appui sur le caisson (10) dans la position haute de ce caisson (10).
  4. Plate-forme selon la revendication 3, caractérisée en ce que chaque jambe (2) comprend des membrures (3) et en ce que ledit au moins organe d'appui sur le caisson (10) est formé par une butée d'appui (20) fixée sur chaque membrure (3) à l'intérieur de la jambe (2) correspondante.
  5. Plate-forme selon la revendication 4, caractérisée en ce que la distance séparant les butées d'appui (20) et le socle (8) de la jambe est inférieure à la hauteur du caisson (10) de cette jambe (2).
  6. Plate-forme selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisée en ce que les bras (25) sont inclinés vers l'extérieur du caisson (10) et sont déplaçables entre cette position inclinée et une position sensiblement verticale lors de la translation du caisson (10).
EP05804232.6A 2004-10-06 2005-09-26 Plate-forme d'exploitation en mer Not-in-force EP1797245B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0410545A FR2876124B1 (fr) 2004-10-06 2004-10-06 Plate-forme d'exploitation en mer et procedes d'installation sur un site d'exploitation en mer d'une telle plate-forme
PCT/FR2005/002379 WO2006037871A1 (fr) 2004-10-06 2005-09-26 Plate-forme d'exploitation en mer et procedes d'installation sur un site d'exploitation en mer d'une telle plate-forme

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP1797245A1 EP1797245A1 (fr) 2007-06-20
EP1797245B1 true EP1797245B1 (fr) 2014-11-12

Family

ID=34949456

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP05804232.6A Not-in-force EP1797245B1 (fr) 2004-10-06 2005-09-26 Plate-forme d'exploitation en mer

Country Status (11)

Country Link
US (1) US7690866B2 (fr)
EP (1) EP1797245B1 (fr)
KR (1) KR101338570B1 (fr)
AU (1) AU2005291133B2 (fr)
DK (1) DK1797245T3 (fr)
EA (1) EA009612B1 (fr)
ES (1) ES2530276T3 (fr)
FR (1) FR2876124B1 (fr)
MX (1) MX2007003811A (fr)
NO (1) NO20071588L (fr)
WO (1) WO2006037871A1 (fr)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20130139930A (ko) * 2010-10-21 2013-12-23 코노코 필립스 컴퍼니 예비 하중 인장 시스템을 갖는 얼음에 적합한 잭-업 굴착선
KR102093844B1 (ko) * 2013-12-26 2020-03-26 재단법인 포항산업과학연구원 잭업 리그와 잭업 리그의 승강 장치

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2909901A (en) * 1954-11-16 1959-10-27 De Long Corp Tank footing members for a combined barge and working platform assembly
US2908142A (en) * 1956-09-28 1959-10-13 De Long Corp Supporting leg assembly for marine platform
US2994202A (en) * 1958-01-27 1961-08-01 Jersey Prod Res Co Hydraulic mooring means
US3797256A (en) * 1972-09-08 1974-03-19 Sharp Inc G Jack-up type offshore platform apparatus
US4372707A (en) * 1979-11-29 1983-02-08 Pipe Technology Systems, Inc. Pile installation and removal mechanisms in off-shore rigs and method of using same
FR2607165B1 (fr) * 1986-11-26 1990-07-20 Technip Geoproduction Dispositif de suspension des jambes de support de plate-forme petroliere auto-elevatrice
FR2734851B1 (fr) * 1995-06-02 1999-03-05 Technip Geoproduction Plate-forme auto-elevatrice de forage ou d'exploitation petroliere en mer.

Also Published As

Publication number Publication date
DK1797245T3 (en) 2015-02-23
EP1797245A1 (fr) 2007-06-20
WO2006037871A1 (fr) 2006-04-13
EA200700812A1 (ru) 2007-08-31
US20070231075A1 (en) 2007-10-04
MX2007003811A (es) 2007-05-24
KR20070061549A (ko) 2007-06-13
US7690866B2 (en) 2010-04-06
KR101338570B1 (ko) 2013-12-06
AU2005291133A1 (en) 2006-04-13
ES2530276T3 (es) 2015-02-27
FR2876124B1 (fr) 2007-04-13
EA009612B1 (ru) 2008-02-28
FR2876124A1 (fr) 2006-04-07
NO20071588L (no) 2007-05-07
AU2005291133B2 (en) 2010-12-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1581703B1 (fr) Procede d'installation en mer d'un eolienne
EP2435293B1 (fr) Structure de transport, d'installation et de demantelement d'un pont d'une plate-forme et procedes de transport, d'installation et de demantelement de ce pont
EP0964102B1 (fr) Dispositif de transport et de pose d'un pont d'une plate-forme pétrolière d'exploitation en mer
EP1716293B1 (fr) Procédé et structure de démantèlement d'une plate-forme pétrolière
CA2280399C (fr) Installation d'exploitation d'un gisement en mer et procede d'implantation d'une colonne montante
EP2470723A1 (fr) Fondation support pour une hydrolienne, dispositif subaquatique et procédé de mise en place associés
EP2321470A2 (fr) Structure d'assise d'une turbomachine hydraulique
EP2384963B1 (fr) Connecteur sous-marin destiné à la connexion d'une installation pétrolière muni d'un dispositif d'anti-déconnexion
EP3635180B1 (fr) Procédé de mise a l'eau
EP1797245B1 (fr) Plate-forme d'exploitation en mer
EP0244542A1 (fr) Procédé et dispositif de relevage, notamment d'une plate-forme d'exploitation pétrolière
WO2016096994A1 (fr) Procédé de mise en place d'une installation sous-marine comportant au moins un tronçon de conduite, et installation associée
BE887882A (fr) Structure pour supporter un appareillage au-dessus du fond d'une masse d'eau
EP0080471A1 (fr) Plate-forme marine, notamment de forage, et procede de mise en place s'y rapportant
EP0699803A1 (fr) Plate-forme pétrolière de forage ou d'exploitation en mer, pourvue de moyens perfectionnés d'ancrage dans le sol marin
FR2778931A1 (fr) Plate-forme marine auto-elevatrice et son procede d'installation
FR2713588A1 (fr) Plate-forme auto-élévatrice d'exploitation pétrolière en grande profondeur.
FR2797465A1 (fr) Support flottant comportant une cavitee centrale comprenant une pluralite de compartiments
FR2634803A1 (fr) Dispositif d'appui sur le fond marin pour jambes de plates-formes petrolieres auto-elevatrices de forage en mer, et plates-formes en comportant application
WO2024184604A1 (fr) Contrepoids pour flotteur semi-submersible d'éolienne offshore et son procédé d'installation
WO2021094191A1 (fr) Installation pour supporter une plate-forme auto-elevatrice
FR2600685A1 (fr) Procede pour installer une superstructure sur une embase reposant sur un fond marin et structures en mer ainsi obtenues
FR2779408A1 (fr) Procede d'installation d'une plate-forme gravitaire auto-elevatrice pour l'exploitation d'un champ petrolier en mer
FR2470198A1 (fr) Structure pour supporter une plate-forme auto-elevatrice au-dessus de la surface de l'eau
FR3132311A1 (fr) Dispositif de levage pour une structure fixe offshore, système et procédé d’installation d’une structure fixe offshore avec un tel dispositif de levage

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20070313

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LI LT LU LV MC NL PL PT RO SE SI SK TR

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
17Q First examination report despatched

Effective date: 20080411

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20140530

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20140603

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LI LT LU LV MC NL PL PT RO SE SI SK TR

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 695873

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20141115

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: FRENCH

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 602005045171

Country of ref document: DE

Effective date: 20141224

REG Reference to a national code

Ref country code: DK

Ref legal event code: T3

Effective date: 20150217

REG Reference to a national code

Ref country code: SE

Ref legal event code: TRGR

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FG2A

Ref document number: 2530276

Country of ref document: ES

Kind code of ref document: T3

Effective date: 20150227

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: VDEP

Effective date: 20141112

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MK05

Ref document number: 695873

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20141112

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150312

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150312

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150213

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 602005045171

Country of ref document: DE

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 11

26N No opposition filed

Effective date: 20150813

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 20150914

Year of fee payment: 11

Ref country code: FI

Payment date: 20150817

Year of fee payment: 11

Ref country code: GB

Payment date: 20150921

Year of fee payment: 11

Ref country code: ES

Payment date: 20150928

Year of fee payment: 11

Ref country code: DK

Payment date: 20150818

Year of fee payment: 11

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Payment date: 20150916

Year of fee payment: 11

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Payment date: 20150915

Year of fee payment: 11

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20150928

Year of fee payment: 11

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20150926

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: MM4A

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150930

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150930

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150926

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 602005045171

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: DK

Ref legal event code: EBP

Effective date: 20160930

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160927

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160926

REG Reference to a national code

Ref country code: SE

Ref legal event code: EUG

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20160926

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO

Effective date: 20050926

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST

Effective date: 20170531

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160930

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170401

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150930

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160926

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160926

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141112

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160930

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160927

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FD2A

Effective date: 20181127