NO159546B - Stigeroer. - Google Patents
Stigeroer. Download PDFInfo
- Publication number
- NO159546B NO159546B NO821919A NO821919A NO159546B NO 159546 B NO159546 B NO 159546B NO 821919 A NO821919 A NO 821919A NO 821919 A NO821919 A NO 821919A NO 159546 B NO159546 B NO 159546B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe
- riser
- line
- buoy
- elements
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 32
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 23
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 3
- 239000002557 mineral fiber Substances 0.000 claims description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 3
- 229910001069 Ti alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 6
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003562 lightweight material Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000004620 low density foam Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B22/00—Buoys
- B63B22/02—Buoys specially adapted for mooring a vessel
- B63B22/021—Buoys specially adapted for mooring a vessel and for transferring fluids, e.g. liquids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
- E21B17/015—Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Foundations (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
- Meat, Egg Or Seafood Products (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår et stigerør innrettet til å forbinde minst én neddykket, stasjonær konstruksjon, med en bøye som er forbundet med havbunnen ved hjelp av minst én forankringsline som er innfestet mellom bøyen og en forankring på havbunnen, omfattende et antall overføringsledninger som strekker seg fra den neddykkete konstruksjon til bøyen.
Det er kjent å gjøre bruk av stigerør for overføring av produksjonen fra en neddykket oljebrønn.
Ifølge en første utføringsform som f.eks. er vist i fransk patentsøknad 2 344 442, forbinder en fleksibel ledning den neddykkete fluidkilde med en bøye som er forankret ved hjelp av flere kabler. Ledningens lengde er større enn avstanden mellom bøyen og havbunnen, slik at ledningen ikke strekkes.
Ifølge en annen utføringsform som er vist i fransk patentsøknad nr. 2 199 053 anvendes der minst én ledning som strekkes ved hjelp av minst én bøye som ledningen er festet til, idet bøyen enten kan være flytende eller neddykket som vist i fransk patent 2 303 702.
Disse stigerør kan ikke anvendes på større havdyp enn 200 til 300 meter. På større dyp vil bøyens bevegelse forårsake for høye spenninger i stigerør av førstnevnte type, mens utvidelsene av ledningen ville føre til uakseptable forskyvninger av bøyen ved stigerør av sistnevnte type.
Ved stigerøret ifølge foreliggende oppfinnelse unngår man disse ulemper, og det kan følgelig anvendes på store havdyp opptil eller til og med over 3000 meter.
Det nye og særegne ved stigerøret ifølge oppfinnelsen er
at overføringsledningene er gruppert som en bunt rundt forankringslinen, at hver overføringsledning med en viss klaring er omgitt av en rørkappe at bunten av rørkapper er omgitt av et hylster e.l. for å holde rørkappene og forankringslinen stort sett parallelle med hverandre, og at rørkappene og hylsteret ender i en avstand fra havbunnen.
Rørkappen hindrer sammenfiltring av overføringsledningene der stigerøret omfatter flere slike ledninger, og forenkler utskifting av en skadet ledning.
Hylsteret hindrer at rørkappene går fra hverandre og
fester disse til forankringslinen, eventuelt overfører til
forankringslinen de spenninger som oppstår på grunn av rørkappens tyngde.
Et slikt arrangement gjør det mulig å arbeide på større dyp, ettersom intet hindrer utvidelsen av overføringsledningene som er opphengt i bøyen og ettersom rørkappene er avbrutt i en viss avstand fra bunnen. Det er således mulig å kompensere for lengdevariasjoner i disse ledninger som følge av utvidelsen ved en endring av krumningsradien til overføringsledningens nedre parti som er fleksibelt eller deformerbart.
Når rørkappene derimot strekker seg opp til den neddykkete konstruksjon, slik tilfellet er ifølge US patent 3 612 177, vil utvidelsen av overføringsledningene forårsake trykkrefter som kan føre til brudd i overføringsledningene. Samme risiko foreligger også ved anordningen ifølge US patenter 3 894 567 og 3 934 289, der overføringsledningene er stivt festet til rørkappene.
Dessuten må ifølge US patent 3 612 177 den flytende konstruksjon ligge vertikalt over den neddykkete konstruksjon. Dette forhold, som er dessto mer vanskelig å oppnå jo større avstanden er mellom den flytende konstruksjon og den neddykkete konstruksjon, er på ingen måte påkrevet ved foreliggende oppfinnelse. Endelig må der, ved det system som er beskrevet i dette tidligere patentskrift, utføres minst to forbindelser under posisjoneringen av stigerøret: en mellom stigerøret og den sentrale, neddykkete konstruksjon, og den andre mellom overføringsledningen og brønnhodet, mens det med stigerøret ifølge foreliggende oppfinnelse er tilstrekkelig å utføre sistnevnte forbindelse.
Som ytterligere eksempler på kjent teknikk kan nevnes GB ålment tilgjengelig patentsøknad nr. 2 052 005 og NO patentskrift nr. 143 616, som omhandler opphengning av overføringsledninger i sjøen, men som hverken oppviser de særegne trekk ved oppfinnelsen ifølge foreliggende søknad eller de fordeler som oppnås ved denne.
Stigerøret ifølge oppfinnelsen kan omfatte flere over-føringsledninger med forskjellige funksjoner. Enkelte kan f.eks. være kanaler som anvendes for overføring til bøyen av et fluid som leveres av en neddykket konstruksjon, eller motsatt, å overføre et fluid til en neddykket konstruksjon, f.eks. en fluid som letter eksploatering av en oljebrønn, eller et trykkfluid som styrer eller påvirker apparater i den neddykkete konstruksjon. Andre overføringsledninger kan f.eks. bestå av elektriske kabler for tilføring av elektrisk strøm til den neddykkete konstruksjon. Stigerøret kan også anvendes for overføring av forskjellige ting fra bøyen til den neddykkete konstruksjon og omvendt.
Eventuelt er overføringsorganer tilknyttet bøyen for å forbinde denne med en flytende konstruksjon som f.eks. et tankskip.
Oppfinnelsen vil bli bedre forstått og alle dens fordeler vil fremgår, av følgende beskrivelse i tilknytning til tegningen, hvor:
Figur 1 skjematisk viser stigerøret ifølge oppfinnelsen
for overføring av oljeproduksjonen fra et oljefelt på stort dyp til overflaten,
Figur 2 viser en utføringsform av forankringspunktet,
Figur 3 viser en kombinasjon av rørkappe og hylster,
Figur 4 er et tverrsnitt langs linjen IV-IV på figur 3, Figur 5 viser et vertikalsnitt av stigerøret i høyde med rørkappens frie ende, Figur 6 viser i større målestokk en detalj av overførings-stigerøret ifølge figur 1, og Figur 7 er et snitt langs linjen IV-IV på figur 3 og viser en variant av den på figur 4 viste utføringsform.
Stigerøret ifølge oppfinnelsen som anvendes for overføring av produksjonen fra et petroleumsfelt på stor dybde, er skjematisk vist på figur 1.
Henvisningstallet 1 angir en flytende bøye som holdes i stilling ved hjelp av en strukket forankringsline 2 hvis ene ende er festet til bøyen og hvis andre ende er festet til et stasjonært punkt på havbunnen, f.eks. ved hjelp av et anker, en i bunnen fastgjort plate eller en moring 3. De med tallene 4
og 5 angitte overføringsrør er opphengt i bøyen 1 og kommuniserer med neddykkete fluidkilder som f.eks. brønner 6, 7 i et petroleumsfelt. De øvre deler 4a og 5a av overføringsledningene 4 og 5 styres kontinuerlig ved hjelp av rørkapper 23 (figur 6)
som selv holdes langs forankringslinen 2 ved hjelp av et hylster 24 (figur 6).
Henvisningstallet 8 betegner enheten som består av kappen 23 bg hylsteret 24.
De nedre deler 4b og 5b av overføringsledningene 4 og 5 er bøyelige og består f.eks., når det gjelder fluidtransport, av fleksible, armerte rørledninger. Forbindelsesorganer 9 omfattende minst én overføringsledning som kommuniserer med rørledningene 4 og 5 muliggjør overføring av fluid eller elektrisk strøm mellom bøyen 1 og et skip 10.
I den på fig. 1 viste utføringsform er bøyen 1 en flytende bøye, men det ligger ikke utenfor oppfinnelsens ramme å nedsenke bøyen på en dybde som er tilstrekkelig til at den beskyttes mot påvirkning av vind, bølger eller havstrømmer.
Bøyen har tilstrekkelig oppdrift til å bære den tilsynelatende vekt i vann av ledningene 4, 5, rørkappene 23, hylsteret 24, forankringslinen 2 samt til å strekke sistnevnte. Denne bøye, som f.eks. består av en lastestasjon for et tankskip, kan være av kjent type, som f.eks., men ikke begrensende, lik den som er beskrevet i fransk patentsøknad nr. 2 413 53 6.
Forankringslinen 2 består fordelaktig av en metallkabel med tilstrekkelig tverrsnitt til at den kan oppta strekkspennin-gene som følge av bøyens 1 oppdrift. Fortrinnsvis er nedre ende av forankringslinen 2, slik det fremgår av figur 2, festet et element lia i et ledd 11 hvis andre element 11b er festet til en bunnplate 12 som er forankret på havbunnen ved hjelp av peler 13.
Forankringslinen 2 kan også bestå av en fleksibel rørled-ning, en stiv stang, eller et rør som er sammensatt av ende mot ende anordnete seksjoner.
Rørkappen 23 og hylsteret 24 kan være forenet i en enkelt enhet, idet de f.eks. omfatter rørelementer 14 som vist på figur 3. Disse rørelementer er festet til hverandre ved hjelp av koplinger 15 av bajonettypen slik fagmannen kjenner til, og trenger ikke nærmere beskrivelse. Det øvre element er festet til bøyen 1 ved hjelp av en komplementær bajonettkopling (ikke vist).
For å minske vekten av rørkappene 23 og hylsteret 24 kan disse bestå av et lettvektsmateriale, f.eks. titanlegeringer, sammensatte materialer bestående av tynne metallblad eller organiske eller mineralske fibre innstøpt i en harpiks. I sitnevnte tilfelle utføres befestigelsen av metallelementene i koplingen 15 ved hvilken som helst kjent metode, f.eks. liming med spesialiim.
Ifølge en utføringsform vist på figur 4 omfatter hylsteret 24 et ytre rør 16 og et indre rør 17 som er koaksialt anordnet og mellom seg avgrenser et ringrom 18. I sistnevnte er plassert rørkapper 19 beregnet til å oppta overføringsledningene som f.eks. rørledningen 4. I dette øyemed er hver rørkappes innvendige diameter større enn den maksimale ytterdiameter på overføringsledningen som opptas i denne kappe. Rørkappenes 19 akser er parallelle med forankringslinens akse. Det er imidlertid likevel mulig å anordne disse rørkapper i skruevik-linger med meget stor stigning, rundt midtaksen stort sett parallelt med forankringslinen 2.
Ifølge en annen utføringsform kan ringrommet 18 være tett, eller fylt med et skum med lav densitet for å minske eller også oppheve enhetens 8 tilsynelatende tyngde i vann.
Forankringslinen 2 er anordnet i det indre rør 17. I det på figur 4 viste eksempel består denne forankringsline 2 av tre stålkabler 2a, 2b, 2c som holdes parallelle og med innbyrdes avstand ved hjelp av avstiversystemer 20.
Ifølge en annen utføringsform kan den på figur 4 viste enhet bestå av to deler 25a, 25b (figur 7) eller mer, idet sistnevnte omslutter forankringslinen under stigerørets montering.
Rørkappene 23 styrer overføringsledningene 4, 5 opp til en avstand H over havbunnen på høyst 300 meter, og fortrinnsvis fra 50 til 200 m.
De øvre deler 4a, 5a av rørledningene 4, 5 som holdes rundt forankringslinen 2 ved hjelp av hylsteret 24 kan være stive rør bestående av rørseksjoner som er sammenkoplet ende mot ende med koplinger av kjent type. Disse rørledningsdeler kan likeledes bestå av et sammensatt materiale som f.eks. organiske eller mineralske fibre innstøpt i en harpiks.
De nedre deler 4b, 5b av overføringsledningene 4, 5 består av fleksible, eventuelt armerte overføringsledninger av kjent type og med tilstrekkelig lengde til at de i ethvert punkt har en krumningsradius som er større enn den minste krumningsradius som overføringsledningen kan tåle uten å skades.
Figur 5 viser et snitt gjennom stigerøret i høyde med rørkappenes frie ende. Figuren viser forbindelsen mellom den øvre del 4a og den nedre del 4b ved hjelp av en kopling 21 av kjent type.
Partiet 22 umiddelbart inntil koplingen 21 kan ha en ytterdiameter som er noe mindre enn kappens 19 innerdiameter, samt en lengde som er minst lik den maksimale lengdevariasjon av den øvre del 4a av overføringsledningen 4 under anvendelse av stigerøret ifølge oppfinnelsen.
Ifølge en annen utføringsform består hylsteret 24 av flenser eller stropper som forbinder rørkappene med forankringslinen. Disse flenser eller stropper som er anordnet med innbyrdes avstand danner mellom seg stigerørseksjoner 8. For å unngå at de faller er de festet enten til forankringslinen eller til rørkappene 23. De tillater i størst mulig grad fri aksiell forskyvning av rørkappene 23 i forhold til forankringslinen 2. Dette er nemlig ikke alltid mulig, ettersom rørkappene, utover en viss lengde og i avhengighet av det materiale som er brukt, vil kunne utsettes for brudd på grunn av sin egen vekt, slik at det er nødvendig å overføre til forankringslinen de spenninger som skyldes tyngden av rørkappene. Dette oppnås på fordelaktig måte ved stiv befestigelse av minst et visst antall flenser eller stropper både til forankringslinen 2 og rørkappene 23.
Ifølge en annen utføringsform og når forankringslinen består av flere elementer, er det mulig å føre i det minste noen av dem opptil forankringspunktet 3. Dette muliggjør utskifting i tilfelle én av dem er skadet.
Blandt andre fordeler sørger rørkappene for en enkel posisjonering og utskifting av overføringsledningene såvel som av elementene i forankringslinen.
Eventuelt kan forankringslinen 2 være beskyttet helt opp til forankringspunktet 3 av en forlengelse av forankringsorga-nenes indre rør 17.
Selvsagt kan modifikasjoner utføres uten å avvike fra rammen av foreliggende oppfinnelse.
F.eks. kan antallet overføringsledninger 4 avvike fra det som er vist i figurene. Rørkappene kan ha innbyrdes forskjellige diametere eventuelt avhengig av de styrte overføringsledninger. Overføringsledningene 4 eller 5 kan være forbundet med en konstruksjon som produserer et fluid og hviler på havbunnen eller fiksert i forhold til denne. Konstruksjonene kan i særdeleshet være petroleumsbrønner, neddykkete reservoarer, en konstruksjon som leverer petroleumsprodukter etter separering av væske- og gassformige hydrokarboner etc
Overføringsledningene kan, når de består av kanaler 4, befordre samme produkt eller forskjellige produkter.
Rørkappene 19, 23 kan eventuelt være perforert for
minsking av tyngden. Denne kappe kan selvsagt også ha en annen beskaffenhet, f.eks. dannet av et maskegitter.
Endelig kan bøyen 1 omfatte et reservoar og/eller et hvilket som helst materiale innrettet for behandling av fluidproduktet som befordres gjennom stigerøret fra havbunnen.
Det er også mulig, når forankringslinen består av flere elementer, å oppta minst noen av disse i rørkappene 23 uten at det er nødvendig å føre sistnevnte helt opptil forankringspunktet 3.
Claims (14)
1. Stigerør innrettet til å forbinde minst én neddykket, stasjonær konstruksjon (6, 7), med en bøye (1) som er forbundet med havbunnen ved hjelp av minst én forankringsline (2) som er innfestet mellom bøyen (1) og en forankring (3) på havbunnen, omfattende et antall overføringsledninger (4, 5) som strekker seg fra den neddykkete konstruksjon (6, 7) til bøyen (1), karakterisert ved at overføringsledningene (4, 5) er gruppert som en bunt rundt forankringslinen (2), at hver overføringsledning (4, 5) med en viss klaring er omgitt av en rørkappe (19, 23) at bunten av rørkapper (19, 23) er omgitt av et hylster (24) e.l. for å holde rørkappene og forankringslinen stort sett parallelle med hverandre, og at rørkappene (19, 23) og hylsteret (24) ender i en avstand (H) fra havbunnen.
2. Stigerør ifølge krav 1, karakterisert ved at rørkappene (19, 23) ender i en avstand (H) av høyst 300 m fra havbunnen.
3. Stigerør ifølge krav 2, karakterisert ved at avstanden (H) er mellom 50 og 200 m.
4. Stigerør ifølge krav 1, karakterisert ved at hylsteret (24) omfatter flenser eller stropper som er anordnet med en viss innbyrdes avstand.
5. Stigerør ifølge krav 1, karakterisert ved at hylsteret omfatter et indre rørformet element (17) som omgir forankringslinen (2), et ytre rørformet element (16) som er koaksialt med det indre rørelement med hvilket det danner et ringrom (18), med rørkappene (19) plassert i ringrommet.
6. Stigerør ifølge krav 5, karakterisert ved at rørkappene (19) er anordnet parallelt med rørelementenes (16, 17) akse.
7. Stigerør ifølge krav 5, karakterisert ved at rørkappene (19) er skrueviklet med stor stigning rundt rørelementenes (16, 17) akse.
8. Stigerør ifølge krav 5, karakterisert ved at ringrommet (18) er tett.
9. Stigerør ifølge krav 1 hvor forankringslinen (2) omfatter flere lineelementer (2a, 2b, 2c),
karakterisert ved at det omfatter en avstiverinnretning (20) som holder lineelementene (2a, 2b, 2c) parallelle og i avstand fra hverandre.
10. Stigerør ifølge krav 1, karakterisert ved at rørkappene (19) består av sammenkoplete rørelementer.
11. Stigerør ifølge krav 1, karakterisert ved at hylsteret (24) består av sammenkoplete rørelementer (14).
12. Stigerør ifølge krav 1, karakterisert ved at overføringsledningene (4, 5) er laget av et sammensatt materiale bestående av tynne metallblad eller organiske eller mineralske fibre innstøpt i en harpiks.
13. Stigerør ifølge krav 1, karakterisert ved at minst én overføringsledning (4, 5) er laget av en titanlege-ring.
14. Stigerør ifølge krav 1, karakterisert ved at rørkappen (19) er laget av plastmateriale.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR8111790A FR2507672A1 (fr) | 1981-06-12 | 1981-06-12 | Colonne montante pour les grandes profondeurs d'eau |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO821919L NO821919L (no) | 1982-12-13 |
NO159546B true NO159546B (no) | 1988-10-03 |
NO159546C NO159546C (no) | 1989-01-11 |
Family
ID=9259554
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO821919A NO159546C (no) | 1981-06-12 | 1982-06-09 | Stigeroer. |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4462717A (no) |
JP (1) | JPS58588A (no) |
BR (1) | BR8203460A (no) |
ES (1) | ES513040A0 (no) |
FR (1) | FR2507672A1 (no) |
GB (1) | GB2103570B (no) |
IT (1) | IT1151630B (no) |
MX (1) | MX7515E (no) |
NL (1) | NL8202329A (no) |
NO (1) | NO159546C (no) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1999057413A1 (en) * | 1998-04-16 | 1999-11-11 | Kværner Oilfield Products As | Composite hybrid riser |
Families Citing this family (51)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4527928A (en) * | 1983-07-15 | 1985-07-09 | Texaco Inc. | Protective riser-conductor for offshore structures |
US4704050A (en) * | 1983-10-05 | 1987-11-03 | Bechtel Power Corporation | J-configured offshore oil production riser |
US4685833A (en) * | 1984-03-28 | 1987-08-11 | Iwamoto William T | Offshore structure for deepsea production |
JPS60215907A (ja) * | 1984-04-10 | 1985-10-29 | Unyusho Kowan Gijutsu Kenkyusho | ケ−ソン型波力発電装置における防護装置 |
JPS60242209A (ja) * | 1984-05-15 | 1985-12-02 | Res Dev Corp Of Japan | 沿岸固定式波力発電用安全兼騒音防止装置 |
DE3430628C2 (de) * | 1984-08-20 | 1986-08-07 | Blohm + Voss Ag, 2000 Hamburg | Ventilstation zum Verbinden mehrerer auf dem Meeresgrund vorhandener Bohrlöcher für Öl- und/oder Erdgasförderung |
JPS6192372A (ja) * | 1984-10-11 | 1986-05-10 | Res Dev Corp Of Japan | 波力発電用空気室の安全弁 |
US4735267A (en) * | 1985-03-11 | 1988-04-05 | Shell Oil Company | Flexible production riser assembly and installation method |
US4740109A (en) * | 1985-09-24 | 1988-04-26 | Horton Edward E | Multiple tendon compliant tower construction |
IT1188547B (it) * | 1986-02-05 | 1988-01-14 | Tecnocompositi Spa | Colonna flessibile in materiale composito |
US4762180A (en) * | 1987-02-05 | 1988-08-09 | Conoco Inc. | Modular near-surface completion system |
FR2627542A1 (fr) * | 1988-02-24 | 1989-08-25 | Coflexip | Dispositif de transfert de fluide entre le fond sous-marin et la surface |
JPH0261186U (no) * | 1988-10-26 | 1990-05-07 | ||
NL194724C (nl) * | 1988-12-02 | 2003-01-07 | Seaflow Systems Res N V | Inrichting voor het winnen, opslaan en afvoeren van olie uit de zeebodem. |
GB8905364D0 (en) * | 1989-03-09 | 1989-04-19 | Britoil Plc | Offshore oil production system |
US5046896A (en) * | 1990-05-30 | 1991-09-10 | Conoco Inc. | Inflatable buoyant near surface riser disconnect system |
US5330293A (en) * | 1993-02-26 | 1994-07-19 | Conoco Inc. | Floating production and storage facility |
US5480264A (en) * | 1994-09-07 | 1996-01-02 | Imodco, Inc. | Offshore pipeline system |
NO310890B1 (no) * | 1997-04-29 | 2001-09-10 | Kvaerner Oilfield Prod As | Dynamisk kontrollkabel til bruk mellom en flytende struktur og et koplingspunkt på havbunnen |
US5887659A (en) * | 1997-05-14 | 1999-03-30 | Dril-Quip, Inc. | Riser for use in drilling or completing a subsea well |
EP0952300B1 (en) * | 1998-03-27 | 2006-10-25 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for drilling a plurality of offshore underwater wells |
EP0952301B1 (en) * | 1998-03-27 | 2006-05-17 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for drilling an offshore underwater well |
US6257801B1 (en) | 1998-07-23 | 2001-07-10 | Fmc Corporation | Riser arrangement for offshore vessel and method for installation |
WO2000008262A1 (en) * | 1998-08-06 | 2000-02-17 | Fmc Corporation | Enhanced steel catenary riser system |
FR2787859B1 (fr) * | 1998-12-23 | 2001-01-26 | Inst Francais Du Petrole | Riser ou colonne hybride pour le transfert de fluide |
FR2790054B1 (fr) | 1999-02-19 | 2001-05-25 | Bouygues Offshore | Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous marine installee a grande profondeur |
US6244347B1 (en) | 1999-07-29 | 2001-06-12 | Dril-Quip, Inc. | Subsea well drilling and/or completion apparatus |
NO994094D0 (no) * | 1999-08-24 | 1999-08-24 | Aker Riser Systems As | Stigerörsanordning |
FR2809136B1 (fr) | 2000-05-19 | 2002-11-08 | Saibos Construcoes Maritimas L | Installation de liaison fond-surface pour conduite sous- marine, dispositif de liaison entre un flotteur et un riser, et procede d'intervention dans ledit riser |
OA12417A (en) * | 2001-01-08 | 2006-04-18 | Stolt Offshore Sa | Marine riser tower. |
FR2821143B1 (fr) | 2001-02-19 | 2003-05-02 | Bouygues Offshore | Installation de liaison fond-surface d'une conduite sous-marine installee a grande profondeur du type tour-hybride |
FR2826051B1 (fr) | 2001-06-15 | 2003-09-19 | Bouygues Offshore | Installation de liaison fond-surface d'une conduite sous-marine reliee a un riser par au moins un element de conduite flexible maintenu par une embase |
FR2839109B3 (fr) | 2002-04-26 | 2004-02-20 | Coflexip | Configuration de colonne montante a bouee et sa methode d'installation |
FR2839542B1 (fr) | 2002-05-07 | 2004-11-19 | Bouygues Offshore | Installation de liaison fond-surface d'une conduite sous- marine comprenant un element de conduite coude maintenu par une embase |
US7434624B2 (en) * | 2002-10-03 | 2008-10-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tension-leg riser |
US7063158B2 (en) * | 2003-06-16 | 2006-06-20 | Deepwater Technologies, Inc. | Bottom tensioned offshore oil well production riser |
WO2005090152A1 (en) * | 2004-03-23 | 2005-09-29 | Single Buoy Moorings Inc. | Field development with centralised power generation unit |
RU2368755C2 (ru) * | 2004-06-18 | 2009-09-27 | Акер Квернер Сабси Ас | Шлангокабель |
US7239781B2 (en) * | 2004-11-08 | 2007-07-03 | Oceaneering International, Inc. | Composite fiber radial compression members in an umbilical |
DK1817475T3 (da) * | 2004-12-01 | 2019-06-24 | Ge Oil & Gas Uk Ltd | Hybridt stigrørsystem |
FR2911907B1 (fr) | 2007-01-26 | 2009-03-06 | Technip France Sa | Installation de conduite montante flexible de transport d'hydrocarbures. |
FR2929638B1 (fr) * | 2008-04-08 | 2010-05-14 | Technip France | Dispositif d'extraction d'un materiau situe au fond d'une etendue d'eau, installation d'extraction, et procede associe |
FR2934635B1 (fr) | 2008-07-29 | 2010-08-13 | Technip France | Installation de conduite montante flexible de transport d'hydrocarbures pour grande profondeur |
US8960302B2 (en) * | 2010-10-12 | 2015-02-24 | Bp Corporation North America, Inc. | Marine subsea free-standing riser systems and methods |
US9334695B2 (en) * | 2011-04-18 | 2016-05-10 | Magma Global Limited | Hybrid riser system |
BR112013026983B1 (pt) * | 2011-04-18 | 2020-07-21 | Magma Global Limited | sistema de tubo ascendente híbrido e método para comunicar fluido entre um local submarino e uma embarcação na superfície ou próxima da superfície |
AU2013200428B2 (en) * | 2011-09-16 | 2014-09-04 | Woodside Energy Technologies Pty Ltd | Redeployable subsea manifold-riser system |
US9879402B2 (en) | 2011-12-23 | 2018-01-30 | Nautilus Minerals Niugini Limited | Disconnectable method and system for seafloor mining |
FR2988424B1 (fr) * | 2012-03-21 | 2014-04-25 | Saipem Sa | Installation de liaisons fond-surface de type tour hybride multi-risers comprenant des conduites flexibles a flottabilite positive |
BR112019027490B1 (pt) | 2017-06-21 | 2024-03-05 | Horton Do Brasil Tecnologia Offshore Ltda | Sistemas de produção offshore com tendões tensionados superiores para transmissão de energia elétrica de suporte |
BR102018076868A2 (pt) * | 2018-12-21 | 2020-07-07 | Odebrecht Óleo E Gás S.A. | sistema de guias em uma torre de elevação híbrida, e, torre de elevação híbrida |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3517110A (en) * | 1968-04-01 | 1970-06-23 | North American Rockwell | Flexible underwater riser containing electrical conductors and material conduits |
US3894567A (en) * | 1969-12-18 | 1975-07-15 | Texaco Inc | Offshore vessel mooring |
NL171881C (nl) * | 1973-03-01 | Shell Int Research | Drijvende langwerpige opslaginstallatie. | |
US3934289A (en) * | 1975-01-06 | 1976-01-27 | J. Ray Mcdermott & Co., Inc. | Marine fluid transfer apparatus |
NL166654C (nl) * | 1975-03-10 | 1981-09-15 | Single Buoy Moorings | Afmeerinrichting. |
NL7706724A (nl) * | 1977-06-17 | 1978-12-19 | Marcon Ingbureau | Marineconstructie met onderwater-verbinding tussen constructies op verschillende hoogte. |
FR2459420A1 (fr) * | 1979-06-18 | 1981-01-09 | Coflexip | Canalisation pour la collecte du petrole produit par un gisement sous-marin |
-
1981
- 1981-06-12 FR FR8111790A patent/FR2507672A1/fr active Granted
-
1982
- 1982-06-09 NL NL8202329A patent/NL8202329A/nl not_active Application Discontinuation
- 1982-06-09 NO NO821919A patent/NO159546C/no unknown
- 1982-06-10 MX MX8210123U patent/MX7515E/es unknown
- 1982-06-10 IT IT21809/82A patent/IT1151630B/it active
- 1982-06-11 ES ES513040A patent/ES513040A0/es active Granted
- 1982-06-11 US US06/387,634 patent/US4462717A/en not_active Expired - Fee Related
- 1982-06-11 BR BR8203460A patent/BR8203460A/pt unknown
- 1982-06-11 GB GB08217027A patent/GB2103570B/en not_active Expired
- 1982-06-12 JP JP57100003A patent/JPS58588A/ja active Granted
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1999057413A1 (en) * | 1998-04-16 | 1999-11-11 | Kværner Oilfield Products As | Composite hybrid riser |
GB2353309A (en) * | 1998-04-16 | 2001-02-21 | Kvaerner Oilfield Prod As | Composite hybrid riser |
GB2353309B (en) * | 1998-04-16 | 2002-07-31 | Kvaerner Oilfield Prod As | Composite hybrid riser |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO821919L (no) | 1982-12-13 |
FR2507672B1 (no) | 1984-05-04 |
JPH0158314B2 (no) | 1989-12-11 |
NL8202329A (nl) | 1983-01-03 |
NO159546C (no) | 1989-01-11 |
FR2507672A1 (fr) | 1982-12-17 |
GB2103570B (en) | 1985-01-30 |
JPS58588A (ja) | 1983-01-05 |
IT8221809A0 (it) | 1982-06-10 |
BR8203460A (pt) | 1983-06-07 |
ES8307978A1 (es) | 1983-08-01 |
ES513040A0 (es) | 1983-08-01 |
GB2103570A (en) | 1983-02-23 |
US4462717A (en) | 1984-07-31 |
MX7515E (es) | 1989-05-29 |
IT1151630B (it) | 1986-12-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO159546B (no) | Stigeroer. | |
US5553976A (en) | Fluid riser between seabed and floating vessel | |
US4556340A (en) | Method and apparatus for production of subsea hydrocarbons using a floating vessel | |
US6461083B1 (en) | Method and device for linking surface to the seabed for a submarine pipeline installed at great depth | |
US3355899A (en) | Offshore operations | |
US9377133B2 (en) | Curvature limiter for a flexible undersea line, and seabed-to-surface linking equipment including same | |
US4273470A (en) | Offshore production riser with flexible connector | |
US9074428B2 (en) | Connector for steel catenary riser to flexible line without stress-joint or flex-joint | |
NO780622L (no) | Anordning ved produksjonsstigeroersystem til sjoes | |
NO150832B (no) | Forankrings- og overfoeringsstasjon | |
US9562399B2 (en) | Bundled, articulated riser system for FPSO vessel | |
MXPA03011633A (es) | Una instalacion de conexion para una tuberia subterranea conectada a un tubo ascendente. | |
NO155825B (no) | Fremgangsmaate og innretning for styring av en gjenstands posisjon i vann, paa forskjellige dybder. | |
NO150791B (no) | Marint stigeroersystem | |
NO325327B1 (no) | Stigeror og system for produksjon pa store vanndyp | |
NO306826B2 (no) | Anordning ved stigeror | |
US8231308B2 (en) | Hybrid riser tower and method of installation thereof | |
NO333536B1 (no) | Undervannskonstruksjon, samt fremgangsmater for konstruksjon og installasjon av denne | |
US7713104B2 (en) | Apparatus and method for connection and disconnection of a marine riser | |
US6082283A (en) | Marine mooring system | |
GB2206144A (en) | Underwater oil production | |
NO319277B1 (no) | Produksjonsrørsystem til havs, samt en fremgangsmåte for dets utlegging | |
NO782785L (no) | Undervannsreservoar for lagring av raaolje | |
RU2042011C1 (ru) | Подводная обитаемая буровая установка | |
Wittbrodt et al. | Overview of Selected Problems in Offshore Technology |