NO137560B

NO137560B - FLOATING DRILLING PLATFORM.

Info

Publication number: NO137560B
Application number: NO4822/73A
Authority: NO
Inventors: Francis D Koop Jr; John F Woods; Kenneth J Farmer; Wayne D Harbin
Original assignee: Marathon Mfg Co
Priority date: 1973-05-09
Filing date: 1973-12-17
Publication date: 1977-12-05
Also published as: FI55381B; FR2228659A1; NL7316113A; JPS509201A; IT1002582B; JPS5474102U; SE391957B; NO137560C; DK143259C; AU6478974A; FI55381C; NL156471B; DE2403046B2; CA984162A; JPS5634036Y2; ES421408A1; GB1422667A; HK677A; DK143259B; FR2228659B1

Description

Det område som den foreliggende oppfinnelse refererer seg The area to which the present invention refers

til, er selvhevende, mobile boreplattformer som brukes utenfor kysten, og som er utstyrt med ben sammensatt av seksjoner og for- to, are self-elevating, mobile drilling platforms used offshore, which are equipped with legs composed of sections and pre-

synt med mekaniske skjøteanordninger som hurtig kan sammenføyes eller løses. Synthesized with mechanical joining devices that can be quickly joined or detached.

Nærmere bestemt angår den foreliggende oppfinnelse en fly- More specifically, the present invention relates to an aircraft

tende boreplattform med forskyvbare ben som hvert består av minst to seksjoner som holdes sammen ved en skjøteanordning, idet skjøte-anordningen omfatter en han- og en hundel som i aksialretningen kan låses til hinannen ved radialt forskyvbare låseelementer som kan bringes til å gripe samtidig inn i ringformede spor i han- tending drilling platform with displaceable legs each consisting of at least two sections which are held together by a joint device, the joint device comprising a male and a female which can be locked to each other in the axial direction by radially displaceable locking elements which can be brought to engage simultaneously in ring-shaped grooves in male

og hundelen. and the dog.

Søkningen etter oljeforekomster i undersjøisk grunn utenfor kysten har ført til utvikling av flytende boreplattformer, enten selvdrevne eller slepende, slik at dyrt, massivt utstyr kan flyttes fra sted til sted på kortest mulig tid. I alminnelighet har slike boreplattformer eller -skip ben som kan senkes til havbunnen for å heve og bære boreplattformen under boringen, og som kan heves fra bunnen når plattformen fløtes til et annet sted. Da under-søkelsene har flyttet seg til dypere og dypere vann, er disse ben blitt lengre og lengre og har i dag ofte en lengde på mer enn 100 m. Når disse lange ben er i hevet stilling, er boreplattformens tyngdepunkt hevet så høyt at der er fare for kantring eller velting av hele plattformen, spesielt i mer urolig sjø når boreplattformen flyttes. Det er derfor blitt nødvendig å fjerne en eller flere øvre seksjoner av benene fra de nedenforliggende benseksjoner, slik at de ben som rager over dekket på boreplattformen, er forkortet tilstrekkelig under fløtingen av plattformen fra sted til sted til å forhindre kantring eller ustabilitet av plattformen. The search for oil deposits in subsea ground off the coast has led to the development of floating drilling platforms, either self-propelled or towed, so that expensive, massive equipment can be moved from place to place in the shortest possible time. Generally, such drilling platforms or ships have legs which can be lowered to the seabed to raise and support the drilling platform during drilling, and which can be raised from the bottom when the platform is floated to another location. As the investigations have moved to deeper and deeper water, these legs have become longer and longer and today often have a length of more than 100 m. When these long legs are in a raised position, the center of gravity of the drilling platform is raised so high that is a risk of capsize or overturning of the entire platform, especially in rougher seas when the drilling platform is moved. It has therefore become necessary to remove one or more upper sections of the legs from the underlying leg sections, so that the legs projecting above the deck of the drilling platform are shortened sufficiently during the floating of the platform from place to place to prevent overturning or instability of the platform.

En slik fraskillelse av benseksjoner kan selvsagt utføres Such separation of leg sections can of course be carried out

på forskjellige måter, for eksempel med en utløsbar skjøt for hvert ben som beskrevet i US-PS 3 628 336. in various ways, for example with a detachable joint for each leg as described in US-PS 3,628,336.

En hensikt med den foreliggende oppfinnelse er å skaffe en ny og forbedret hurtig løsbar mekanisk skjøteanordning for hvert ben på en flytende boreplattform som er utstyrt med ben med fjern-bar e seksjoner, hvor skjøteanordningen, når den er sammenføyet, for-deler vertikal- og tverrkreftene som påvirker den, for å unngå ødeleggelse av skjøtens forbindelsesdeler og lette utløsning og sammenføyning av skjøteanordningene. An object of the present invention is to provide a new and improved quick-detachable mechanical joint device for each leg of a floating drilling platform equipped with legs with removable sections, where the joint device, when joined, distributes vertical and the transverse forces affecting it, in order to avoid destruction of the connecting parts of the joint and to facilitate the release and joining of the joint devices.

Denne hensikt er ved en flytende boreplattform av den inn-ledningsvis angitte art ifølge oppfinnelsen oppnådd ved at hun-delen og handelen er utført med minst to i innbyrdes avstand anordnede ringformede loddrette anleggsflater som er smale i forhold til lengden av skjøteanordningen. This purpose is achieved with a floating drilling platform of the kind indicated at the outset according to the invention by the fact that the female part and the trade are made with at least two spaced annular vertical contact surfaces which are narrow in relation to the length of the joint device.

Den foreliggende oppfinnelse gir såldedes anvisning på en ny og forbedret hurtig løsbar mekanisk skjøteanordning for en boreplattform med ben sammensatt av seksjoner, hvor alle vertikal- og tverr-krefter som virker på skjøteanordningen, blir fordelt og tatt opp av hun- og handelene i skjøteanordningen istedenfor av de svakere forbindelseselementer i skjøteanordningen, unntagen når det gjelder de relativt små vertikalkrefter som utøves på forbindelseselementene når benene forskyves oppover i forhold til plattformen. Dessuten lar skjøteanordningen seg lettere løse og sammenføye enn kjente skjøteanordninger, noe som er av betydning i betraktning av stør-relsen av benene og de enkelte skjøteanordninger og med derav føl-gende håndteringsvanskeligheter. The present invention therefore provides instructions for a new and improved quick-detachable mechanical joint device for a drilling platform with legs composed of sections, where all vertical and transverse forces acting on the joint device are distributed and taken up by the female and male joints in the joint device instead of the weaker connecting elements in the joint device, except for the relatively small vertical forces exerted on the connecting elements when the legs are displaced upwards in relation to the platform. In addition, the joint device can be detached and joined more easily than known joint devices, which is important in view of the size of the legs and the individual joint devices and the resulting handling difficulties.

Oppfinnelsen vil i det følgende bli belyst nærmere under hen-visning til tegningen. The invention will be explained in more detail below with reference to the drawing.

Fig. 1 er et skjematisk oppriss som viser boreplattformen med Fig. 1 is a schematic elevation showing the drilling platform with

senkede ben i drifts- eller arbeidsstilling. legs lowered in operating or working position.

Fig. 2 er et skjematisk oppriss av et hjørne av boreplattformen med et ben hevet og med den avtagbare seksjon som vist med stiplede linjer. Fig. 3 viser vertikalsnitt av skjøteanordningen ifølge oppfinnelsen.. Fig. 4 viser tverrsnitt av skjøteanordningen tatt etter Fig. 2 is a schematic elevation of a corner of the drilling platform with one leg raised and with the removable section as shown in dashed lines. Fig. 3 shows a vertical section of the joint device according to the invention. Fig. 4 shows a cross section of the joint device taken after

linjen 4-4 på fig. 3. the line 4-4 in fig. 3.

Den flytende boreplattform 10 bærer en flerhet av ben 12 som er innrettet til å heves og senkes gjennom boreplattformen 10 ved hjelp av passende jekker (ikke vist). Benene 12 har i sin alminnelighet et fotstykke 13 som står på grunnen under vannflaten, altså sjøbunnen B, og bærer plattformen 10 over vannflaten W når plattformen 10 er i arbeidsstilling. The floating drilling platform 10 carries a plurality of legs 12 which are adapted to be raised and lowered through the drilling platform 10 by means of suitable jacks (not shown). The legs 12 generally have a foot piece 13 which stands on the ground below the water surface, i.e. the seabed B, and carries the platform 10 above the water surface W when the platform 10 is in working position.

Med unntagelse av boretårnet 14 er den' vanlige boreapparatur' som bæres på boreplattformen, ikke vist, idet den ikke inngår i den beskrevne oppfinnelse. Hvert av benene 12 har stort sett form av et åpent fagverk med tre eller fire hovedsakelig vertikalt an-ordnende rørformede deler 16 som hver bærer en vanlig tannstang 18 til å forskyve benet 12 opp og ned gjennom en åpning i boreplattformen 10. Skjønt tre ben 12 foretrekkes, kan boreplattformen 10 ha fire eller flere ben 12 uten at oppfinnelsens ramme over-skrides. Ved den foreliggende oppfinnelse er hver rørformet del 16 utformet med minst en øvre løsbar avtagbar seksjon 16a forbundet med en nedre seksjon 16b ved hjelp av en hurtig løsbar skjøtean-ordning J, som er vist i detalj på fig. 3 og 4. With the exception of the derrick 14, the 'ordinary drilling equipment' which is carried on the drilling platform is not shown, as it is not included in the described invention. Each of the legs 12 is generally in the form of an open truss with three or four substantially vertically arranged tubular members 16 each carrying a common rack 18 for displacing the leg 12 up and down through an opening in the drilling platform 10. Although three legs 12 is preferred, the drilling platform 10 can have four or more legs 12 without exceeding the scope of the invention. In the present invention, each tubular part 16 is designed with at least one upper detachable detachable section 16a connected to a lower section 16b by means of a quick-detachable joint arrangement J, which is shown in detail in fig. 3 and 4.

I tilfeller hvor de åpne fagverksben 12 består av fler enn In cases where the open truss legs 12 consist of more than

en rørformet del 16, er de rørformede deler forbundet med horisontale og diagonale strevere henholdsvis 28 og 30 for å danne det åpne fagverk, og i tilfeller hvor ben med fire hjørner er påtenkt, benyttes der horisontale diagonalstrevere 32 til å forbinde de rørformede deler" 16 i motstående hjørner av benet 12. a tubular part 16, the tubular parts are connected by horizontal and diagonal braces 28 and 30 respectively to form the open truss, and in cases where legs with four corners are intended, horizontal diagonal braces 32 are used to connect the tubular parts" 16 in opposite corners of leg 12.

Skjøteanordningen J i det enkelte ben 12 er fortrinnsvis The joint device J in the individual leg 12 is preferable

like, og bare en skjøteanordning J vil derfor bli beskrevet i detalj. Hver skjøteanordning J består således av en plugg- eller handel 20 og en fatnings- eller hundel 22 slik innrettet.at den ringformede skulder 24 i pluggen eller handelen 20 når skjøte-anordningen befinner seg i sin låste stilling, vil ligge an mot den øvre benseksjon 16a på den sirkulære endeflate 26 av hundelen 22 for å oppta de- trykk-krefter. som utøves når benet. 12 hviler på bunnen B og bærer boreplattformen 10 i dens arbeidsstilling som vist på fig. 1- Av grunner som vil bli forklar.t senere, er hun- alike, and only one joint device J will therefore be described in detail. Each joint device J thus consists of a plug or handle 20 and a socket or socket 22 so arranged that the annular shoulder 24 in the plug or handle 20 when the joint device is in its locked position will rest against the upper leg section 16a on the circular end surface 26 of the female part 22 to absorb de-pressure forces. which is exercised when the leg. 12 rests on the base B and carries the drilling platform 10 in its working position as shown in fig. 1- For reasons that will be explained later, she is-

delen 22 på sin innside utført med to i aksial innbyrdes avstand anordnede ringformede flater 22a og 22b med mindre diameter enn boringen 22c og med en diameter av flaten 22b mindre, enn diame- the part 22 on its inside made with two axially spaced annular surfaces 22a and 22b with a smaller diameter than the bore 22c and with a diameter of the surface 22b smaller than the diameter

teren av flaten 22a. Disse ringformede flater 22a og 22b er smale, dvs. de har liten lengde i forhold til den totale lengde på skjøte-anordningen J. I en skjøteanordning J med en total lengde av for eksempel ca. 1,5 m er lengden av hver av de ringformede flater 22a og 22b fortrinnsvis bare 5-7,5 cm, og hver av dem er plasert slik at den stemmer overens méd en motsvarende oppragende flate 20a resp. 20b på yttersiden av 20c av handelen 20 i skjøteanord- teren of the surface 22a. These annular surfaces 22a and 22b are narrow, i.e. they have a small length in relation to the total length of the joint device J. In a joint device J with a total length of, for example, approx. 1.5 m, the length of each of the annular surfaces 22a and 22b is preferably only 5-7.5 cm, and each of them is positioned so that it corresponds with a corresponding protruding surface 20a or 20b on the outside of 20c of the trade 20 in connection device-

ningen J. Den øvre ringformede flate 22a er fortrinnsvis anbragt nær den åpne ende av hundelen. Under og fortrinnsvis, i nærheten av den nedre oppragende flate 22b har hundelen 22 et ringformet spor 22d og bærer like låsesegmenter 34, 36 og 38 og føringskiler 40, som er anordnet for å forhindre en hvilken som helst sidefor-skyvning av låsesegmentene 34, 36 og 38, som det vil bli forklart mer fullstendig senere. ning J. The upper annular surface 22a is preferably placed near the open end of the female part. Below and preferably near the lower protruding surface 22b, the dog 22 has an annular groove 22d and carries similar locking segments 34, 36 and 38 and guide wedges 40, which are arranged to prevent any lateral displacement of the locking segments 34, 36 and 38, as will be explained more fully later.

Handelen 20 av skjøteanordningen har et ringformet spor 20d som når benene er sammenføyet, korresponderer med sporet 22d. Når skjøten er utført^og bragt i låsestilling, opptar det ringformede spor 20d i handelen låsesegmenter 34, 36 og 38 som bæres i det ringformede spor 22d i hundelen, som det vil fremgå tydeligere i det følgende. The handle 20 of the joint device has an annular groove 20d which, when the legs are joined, corresponds to the groove 22d. When the joint is made and brought into the locking position, the annular groove 20d in the trade takes up locking segments 34, 36 and 38 which are carried in the annular groove 22d in the dog part, as will be more clearly seen in the following.

Et fordelaktig trekk ved den foreliggende oppfinnelse består An advantageous feature of the present invention consists

i at de ringformede flater 20a og 20b på yttersiden av handelen 20 når skjøteanordningen J sammenføyes, vil ligge an mot de ringformede flater henholdsvis 22a og 22b, slik at eventuelle sidekrefter som virker på hvert ben 12 og er forårsaket■av vann og/eller vind mot boreplattformen 10 eller benene 12, blir slik fordelt på disse flater at skjøteanordningen J opptar bøyemomentene hovedsakelig med hele■ sin lengde for å unngå en konsentrasjon av krefter på noen enkelt del av skjøten. Når skjøteanordningen J er i sin sammenføyde stilling, blir den avtettet mot inntrengen av vann i skjøten med en 0-ring 54 eller et annet passende tetningsorgan, fortrinnsvis anbragt i et ringformet spor 26a på den øvre flate. 26 av skjøtean-ordningens hundel 22. in that the annular surfaces 20a and 20b on the outer side of the handle 20, when the joint device J is joined, will rest against the annular surfaces 22a and 22b respectively, so that any lateral forces acting on each leg 12 and caused by water and/or wind against the drilling platform 10 or the legs 12, is distributed on these surfaces in such a way that the joint device J takes up the bending moments mainly along its entire length to avoid a concentration of forces on any single part of the joint. When the joint device J is in its joined position, it is sealed against the penetration of water into the joint with an O-ring 54 or another suitable sealing means, preferably placed in an annular groove 26a on the upper surface. 26 of the deed scheme's hundel 22.

For anskuelighets skyld er der på fig. 4 vist låsesegmenter For the sake of clarity, there is in fig. 4 shown locking segments

34 i låsestilling og låsesegmenter 36 helt tilbaketrukket eller 34 in locking position and locking segments 36 fully retracted or

med andre ord i ulåst stilling. Låsesegmenter 38 er vist i mellom-stilling, hvor de er trukket tilbake fra det ringformede spor 20d i handelen 20 ved hjelp av en aksel 56 drevet av et vilkårlig passende kraftorgan (ikke vist). Låsesegmentet 34 er vist fastholdt i låsestilling med en låsetapp 58 som er ført gjennom et hull 60 in other words, in the unlocked position. Locking segments 38 are shown in the intermediate position, where they are retracted from the annular groove 20d in the handle 20 by means of a shaft 56 driven by any suitable power means (not shown). The locking segment 34 is shown held in the locking position by a locking pin 58 which is passed through a hole 60

som går gjennom hundelen 22 og står i forbindelse med det ringformede spor 22d. I det minste en del av hullet 60 er utført med gjenger for å sikre at tappen 58 holder låsesegmentet 34 i stilling. Når skjøteanordningen J er sammenføyet for normal bruk, holdes hvert av skjøtesegmentene 34, 36 og 38 i låsestilling som vist for segmentet 34, ved hjelp av en pinne maken til eller av lignende utførelse som pinnen 58. Når skjøten er sammenføyet, blir hullet 60 gjort vanntett og lukket med en O-ring 62, som hensiktsmessig bæres på pinnen 58, som har utvendige gjenger 58a motsvarende which passes through the female part 22 and is in connection with the annular groove 22d. At least part of the hole 60 is made with threads to ensure that the pin 58 holds the locking segment 34 in position. When the joint assembly J is joined for normal use, each of the joint segments 34, 36 and 38 is held in a locked position as shown for the segment 34, by means of a pin the same as or of similar design to the pin 58. When the joint is joined, the hole 60 is made watertight and closed with an O-ring 62, which is conveniently carried on the pin 58, which has external threads 58a corresponding

gjengene i hullet 60. the gangs in hole 60.

Hvert låsesegment 34, 36, 38 har en gjengeåpning 52 på linje med hullet 60 for å oppta henholdsvis pinnen 58 i låsestilling eller bolten 56 på verktøyet til å fjerne låsesegmentet fra ringsporet 20d. Gjengene i hullet 52 passer til de utvendige gjenger på verktøybolten 56, så bolten 56 kan festes til hvert låsesegment 34, 36 og 38 på den måte som er vist for låsesegmentet 38 på fig. 4, slik at den kan trekke hvert segment tilbake fra sporet 20d og ut i sporet 22d eller innføre hvert segment fra sporet 20d til låsestilling, hvor det overspenner begge sporene 20d, 22d. Each locking segment 34, 36, 38 has a threaded opening 52 in line with the hole 60 to receive respectively the pin 58 in the locking position or the bolt 56 of the tool for removing the locking segment from the annular groove 20d. The threads in the hole 52 match the external threads of the tool bolt 56, so that the bolt 56 can be attached to each locking segment 34, 36 and 38 in the manner shown for the locking segment 38 in fig. 4, so that it can withdraw each segment from the groove 20d and out into the groove 22d or introduce each segment from the groove 20d into the locking position, where it spans both grooves 20d, 22d.

Låsesegmentet 36 er vist fastholdt i en ulåst stilling med .en holdebolt 64 som er plasert i et av hullene 60 og har gjenger som passer til gjengene i hullet 52 i låsesegmentet 36, samt ytre gjenger som står i inngrep med gjengene .i hullet 60. Hvert segment kan holdes på.samme måte i uttrukket stilling, slik at det er helt ute av sporet 2Od når skjøteanordningen skal tas fra hverandre og monteres. Side-utstrekningen av hvert låsesegment 34, 36 og 38 er slik at det i låsestilling vil strekke seg i begge sporene 22d og 20d. The locking segment 36 is shown held in an unlocked position with a retaining bolt 64 which is placed in one of the holes 60 and has threads that match the threads in the hole 52 in the locking segment 36, as well as external threads that engage with the threads in the hole 60. Each segment can be held in the same way in the extended position, so that it is completely out of the groove 2Od when the joint device is to be taken apart and assembled. The lateral extent of each locking segment 34, 36 and 38 is such that in the locking position it will extend into both grooves 22d and 20d.

Den vertikale høyde av hvert segment 34, 36, 38 er mindre enn The vertical height of each segment 34, 36, 38 is less than

den vertikale høyde av sporet 20d, så oversiden av hvert segment, for eksempel oversiden 34a av segmentet 34 som vist på fig. 3, står i avstand .under oversiden . 20e ..av sporet 20d. På grunn av denne konstruk-sjon vil vertikalt nedadrettede eller trykk-krefter på de enkelte ben ikke bli overført til segmentene 34, 36 og 38, som har forholdsvis spinkel utførelse i forhold til de rørseksjoner 16a, 16b, men bli tatt opp av selve benene ved den bærende kontakt ved de ringformede flater 24 og 26; Disse segmenter 3.4, 36 og 38 .er .således bare utsatt for vertikalt oppadrettede ..eller strekk-krefter når bena 12 heves i forhold til plattformen 10, og slike krefter er betydelig mindre enn trykk-kreftene, så dé lett kan mestres med slike segmenter uten at disse blir deformert eller ødelagt. Ved å forhindre at trykk-kreftene får virke på segmentene 34, 36, 38, unngår man risikoen for deformasjon eller endog avklipning av disse, og dermed risikoen for at slike segmenter blir vanskelige eller umulige å trekke ut når det er nødvendig å løse skjøteanordningen J. the vertical height of the groove 20d, so the upper side of each segment, for example the upper side 34a of the segment 34 as shown in fig. 3, stands at a distance below the upper side. 20e ..of the track 20d. Because of this construction, vertically downwards or pressure forces on the individual legs will not be transferred to the segments 34, 36 and 38, which have a relatively flimsy design compared to the tube sections 16a, 16b, but will be taken up by the legs themselves at the bearing contact at the annular surfaces 24 and 26; These segments 3.4, 36 and 38 are thus only exposed to vertically upwards or tensile forces when the legs 12 are raised in relation to the platform 10, and such forces are significantly smaller than the pressure forces, so they can easily be mastered with such segments without them being deformed or damaged. By preventing the pressure forces from acting on the segments 34, 36, 38, the risk of deformation or even shearing off of these is avoided, and thus the risk of such segments becoming difficult or impossible to extract when it is necessary to loosen the joint device J .

Låsesegmentene 34, 36 og 38 føres og forhindres fra sideforskyv-ning ved hjelp av føringskiler 40 båret i sporene 22d og festet til hun-delen 22 med. vilkårlig passende midler, for eksempel tapper 66 inn-ført i hull 72 som er boret i hun-delen og kommuniserer med ringsporet 22d. Tappene 66 kan passende være festet til hun-delen 22 ved sveising The locking segments 34, 36 and 38 are guided and prevented from lateral displacement by means of guide wedges 40 carried in the grooves 22d and attached to the female part 22 with. arbitrarily suitable means, for example pins 66 introduced into holes 72 which are drilled in the female part and communicate with the annular groove 22d. The tabs 66 may conveniently be attached to the female portion 22 by welding

i hullene 72. in the holes 72.

Det vil forstås at føringskilene kan utformes i ett med delen 22., slik at sporet 22d i virkeligheten blir utformet stykkevis avbrudt It will be understood that the guide wedges can be designed in one with the part 22., so that the groove 22d is in reality designed piecemeal interrupted

for å danne en uttagning 22' for hvert av segmentene 34, 36, 38. Fø-ringskilene 4 0 har hovedsakelig parallelle imothinannen vendende flater 40a og 40b som er anordnet i bevegelsesretningen for det respektive mellomliggende låsesegment f.eks. 38, og som dette får anlegg imot med motsvarende flater 38a og 38b når det beveger seg inn i og ut av sporet 22d, og derved forhindres fra å sideforskyves. to form a recess 22' for each of the segments 34, 36, 38. The guide wedges 40 have essentially parallel oppositely facing surfaces 40a and 40b which are arranged in the direction of movement of the respective intermediate locking segment, e.g. 38, and as it abuts against corresponding surfaces 38a and 38b when it moves into and out of the groove 22d, and is thereby prevented from being displaced laterally.

Under driften eller bruken av skjøteelementet J ifølge den foreliggende oppfinnelse før sammenføyningen er låsesegmentene 34, 36 og • 38 låst i'sin tilbåketrukne stilling i sporet 22d og fastholdes i denne av boltene.64, som vist for segmentet 36 på fig. 4. Handelen 20 føres inn i hun-delen 22 inntil skulderen 24 på han-delen 20 får anlegg mot den sirkelrunde endeflate 26 av hun-delen 22 for å bæres og støttes av denne. I denne stilling vil de ringformede flater 20a og 20b i han-delen 20 korrespondere med og•ligge an mot de respektive ringflater 22a og 22b på hun-delen 22. Kantene av disse .flater er fortrinnsvis avfaset for å gi uhindret innføring av han-delen til montert stilling i hun-delen. During the operation or use of the joint element J according to the present invention before joining, the locking segments 34, 36 and • 38 are locked in their retracted position in the groove 22d and are retained in this by the bolts 64, as shown for the segment 36 in fig. 4. The handle 20 is introduced into the female part 22 until the shoulder 24 of the male part 20 comes into contact with the circular end surface 26 of the female part 22 to be carried and supported by it. In this position, the annular surfaces 20a and 20b in the male part 20 will correspond with and rest against the respective annular surfaces 22a and 22b on the female part 22. The edges of these surfaces are preferably chamfered to provide unhindered introduction of the male the part to the mounted position in the female part.

Når han-delen 20 er satt på. plass i hun-delen 22, fjernes holde-bolten 64, og låsesegmentene 34, 36 og 38 beveges med passende kraft-organer på boltene 56 inn i ringsporet 22d i hun-delen 22. Deretter fjernes boltene 56 fra segmentene 34, 36 og- 38, pg låsetappene 58 føres gjennom hullene 60 og inn i hullene 52 uten gjenging i disse, men med gjengene 58a i inngrep med gjengene i hullene 60, for dermed å fastlåse han-delen 20 i hun-delen 22. When the male part 20 is fitted. place in the female part 22, the retaining bolt 64 is removed, and the locking segments 34, 36 and 38 are moved with suitable force means on the bolts 56 into the ring groove 22d in the female part 22. Then the bolts 56 are removed from the segments 34, 36 and 38, because the locking pins 58 are passed through the holes 60 and into the holes 52 without threading in them, but with the threads 58a in engagement with the threads in the holes 60, in order to lock the male part 20 in the female part 22.

En spesiell fordel ved utførelsen av den beskrevne oppfinnelse inntrer når seksjoner av benet 12 fjernes etterat boreplattformen 10 har fullført sitt arbeide på ett sted og skal flyttes til et annet. Benene 12 føres opp gjennom boreplattformen 10 ved hjelp av jekkene inntil skjøten er løftet til en stilling hvor arbeidere får adkomst til den. Låsepinnene 58 fjernes, og bolten 56 på en passende kraftkilde settes inn i hullene 60 og skrus inn i gjengene i hullene 52 i segmentene 34, 36, 38,"for eksempel som vist for segmentet 38. Vedkommende kraftorgan trekker deretter hvert segment 34, 36, 38 tilbake fra dets låsestilling i sporene 20d og 22d og ut i dets ulåste stilling i sporet A particular advantage in the implementation of the described invention occurs when sections of the leg 12 are removed after the drilling platform 10 has completed its work in one place and is to be moved to another. The legs 12 are guided up through the drilling platform 10 by means of the jacks until the joint is lifted to a position where workers have access to it. The locking pins 58 are removed, and the bolt 56 of a suitable power source is inserted into the holes 60 and screwed into the threads of the holes 52 in the segments 34, 36, 38," for example as shown for the segment 38. The respective power means then pulls each segment 34, 36 , 38 back from its locked position in slots 20d and 22d and out to its unlocked position in the slot

22d i hun-delen 22. Hvert segment blir.så låst i sporet 22d med en holdebolt 64 som vist for segment 36. På dette stadium vil en annen spesiell fordel ved den foreliggende oppfinnelse gjøre seg gjeldende, 22d in the female portion 22. Each segment is then locked in the slot 22d with a retaining bolt 64 as shown for segment 36. At this stage another particular advantage of the present invention will become apparent,

da de eneste flater hvor der forekommer vesentlig berøring mellom han-delen 20 og hun-delen 22, blir dem hvor ringflaten 22a ligger an mot ringflaten 20a og ringflaten 22b ligger an mot ringflaten 20b. Han-delen 20 behøver derfor bare å forskyves et kort vertikalt stykke i forhold til hun-delen før skjøteanordningen J er løst og lettvindt fra-koblet. Dette er spesielt tilfellet når diameteren av overflatene 20b, 22b er mindre enn diameteren av flatene 20a, 22a, for etter frigjørin-gen av flatene 20a, 22a har de andre flater i han-delen 20 mindre diameter og utøver derfor ikke noen friksjonsmotstand mot adskillelsen av delene 20, 22, Denne fordel foreligger ikke ved bolt- og fatnings^-skjøteanordninger hvor en vesentlig dél av flaten på han-delen ligger an mot hun-delen, og hvor et skjøteelement etter lang"driftstid på ett sted setter seg fast, enten ved korrosjon eller ved den ugunstige virk-ning av krefter som virker på skjøteanordningen. Slike skjøteanordnin-ger krever ofte lang tid og store anstrengelser for å løses.. Denne ulempe er ikke tilstede når skjøteanordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse benyttes. as the only surfaces where significant contact occurs between the male part 20 and the female part 22 are those where the ring surface 22a rests against the ring surface 20a and the ring surface 22b rests against the ring surface 20b. The male part 20 therefore only needs to be displaced a short vertical distance in relation to the female part before the joint device J is loose and easily disconnected. This is especially the case when the diameter of the surfaces 20b, 22b is smaller than the diameter of the surfaces 20a, 22a, because after the release of the surfaces 20a, 22a, the other surfaces in the male part 20 have a smaller diameter and therefore do not exert any frictional resistance to the separation of the parts 20, 22, This advantage does not exist with bolt and socket^ joint devices where a significant part of the surface of the male part rests against the female part, and where a joint element becomes stuck in one place after a long period of operation, either by corrosion or by the unfavorable effect of forces acting on the joint device. Such joint devices often require a long time and great effort to resolve. This disadvantage is not present when the joint device according to the present invention is used.

En ytterligere fordel som muliggjøres av den ovenfor beskrevne skjøteanordning til forskjell fra tidligere kjente skjøteanordninger, og som bidrar til hurtig frakobling, består i at skjøteanordningen i sammenføyet tilstand kan smøres ved at hun-delen 22 fylles med et passende smøremiddel, for eksempel tung olje eller gris, som holdes inn-grenset av en stiv skillevegg 70 sveiset til innerflaten 22f av hun-delen 22 nedenfor skjøteanordningen J. Når han-delen 20 sitter på plass i hun-delen 22, fyller smøremiddelet de åpne tomrom, som for eksempel det ringformede rom mellom flatene 20c og 22c og sporene 22d og 20d i skjøteanordningen J. Dette tjener til ytterligere å beskytte skjøte-anordningen mot korrosjon og lette løsning av den. A further advantage which is made possible by the above-described joint device in contrast to previously known joint devices, and which contributes to quick disconnection, is that the joint device in the joined state can be lubricated by filling the female part 22 with a suitable lubricant, for example heavy oil or pig, which is held within by a rigid partition wall 70 welded to the inner surface 22f of the female part 22 below the joint device J. When the male part 20 is seated in the female part 22, the lubricant fills the open voids, such as the annular space between the surfaces 20c and 22c and the grooves 22d and 20d in the joint device J. This serves to further protect the joint device against corrosion and facilitate its loosening.

Den foregående beskrivelse av oppfinnelsen skal tjene til å be-lyse og forklare denne, og forskjellige endringer i størrelse, form og materialvalg såvel som konstruksjonsdetaljer kan foretas innen patentkravenes ramme uten at man avviker fra oppfinnelsens hovedtanke. The preceding description of the invention shall serve to illuminate and explain it, and various changes in size, shape and choice of materials as well as construction details can be made within the framework of the patent requirements without deviating from the main idea of the invention.

Claims

1. Floating drilling platform with displaceable legs each consisting of at least two sections which are held together by a joint device, the joint device comprising a male and a female which can be locked to each other in the axial direction by radially displaceable locking elements which can be brought to engage simultaneously in annular grooves in the male and female parts, characterized in that the female part (22) and the female part (20) are made with at least two spaced annular vertical contact surfaces (22a, 22b; 20a, 20b) which are narrow in relation to the length of the joint device .

2. Platform as stated in claim 1, characterized in that the annular surfaces (22a, 22b) on the female part (22) in the joint device are arranged at such a distance from each other in the longitudinal direction that one of these annular surfaces is located near the open end of the dog part (22), and another ring-shaped surface is located near the locking elements (34, 36, 38).