NO169826B - Fremgangsmaate for bygging av inspiserbare sveiste skjoeteri en offshore-konstruksjon for aa hindre begroing, samt den sveiste skjoetkonstruksjon - Google Patents
Fremgangsmaate for bygging av inspiserbare sveiste skjoeteri en offshore-konstruksjon for aa hindre begroing, samt den sveiste skjoetkonstruksjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO169826B NO169826B NO874580A NO874580A NO169826B NO 169826 B NO169826 B NO 169826B NO 874580 A NO874580 A NO 874580A NO 874580 A NO874580 A NO 874580A NO 169826 B NO169826 B NO 169826B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- coating
- welded joint
- marine
- welded
- copper
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims description 16
- 238000003466 welding Methods 0.000 title description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 54
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 48
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 25
- 238000007689 inspection Methods 0.000 claims description 13
- 239000003989 dielectric material Substances 0.000 claims description 11
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 8
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 8
- 229910000570 Cupronickel Inorganic materials 0.000 claims description 7
- YOCUPQPZWBBYIX-UHFFFAOYSA-N copper nickel Chemical compound [Ni].[Cu] YOCUPQPZWBBYIX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 6
- 230000002942 anti-growth Effects 0.000 claims description 6
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 4
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 2
- 230000003373 anti-fouling effect Effects 0.000 claims 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 35
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 35
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 9
- 238000009659 non-destructive testing Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 6
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000010953 base metal Substances 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 4
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 4
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 3
- 230000001680 brushing effect Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 3
- 241000242759 Actiniaria Species 0.000 description 2
- 241000237519 Bivalvia Species 0.000 description 2
- 241000242583 Scyphozoa Species 0.000 description 2
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 235000020639 clam Nutrition 0.000 description 2
- 239000003966 growth inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012811 non-conductive material Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000007751 thermal spraying Methods 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- YSUIQYOGTINQIN-UZFYAQMZSA-N 2-amino-9-[(1S,6R,8R,9S,10R,15R,17R,18R)-8-(6-aminopurin-9-yl)-9,18-difluoro-3,12-dihydroxy-3,12-bis(sulfanylidene)-2,4,7,11,13,16-hexaoxa-3lambda5,12lambda5-diphosphatricyclo[13.2.1.06,10]octadecan-17-yl]-1H-purin-6-one Chemical compound NC1=NC2=C(N=CN2[C@@H]2O[C@@H]3COP(S)(=O)O[C@@H]4[C@@H](COP(S)(=O)O[C@@H]2[C@@H]3F)O[C@H]([C@H]4F)N2C=NC3=C2N=CN=C3N)C(=O)N1 YSUIQYOGTINQIN-UZFYAQMZSA-N 0.000 description 1
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000746 Structural steel Inorganic materials 0.000 description 1
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004210 cathodic protection Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000006247 magnetic powder Substances 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000010422 painting Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 238000007747 plating Methods 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 description 1
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
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
- E02B17/0017—Means for protecting offshore constructions
- E02B17/0026—Means for protecting offshore constructions against corrosion
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B59/00—Hull protection specially adapted for vessels; Cleaning devices specially adapted for vessels
- B63B59/04—Preventing hull fouling
-
- 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
- E02B17/0004—Nodal points
-
- 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
- E02B17/0034—Maintenance, repair or inspection of offshore constructions
-
- 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
- E02B17/027—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 steel structures
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)
- Revetment (AREA)
- Investigating Materials By The Use Of Optical Means Adapted For Particular Applications (AREA)
- Arc Welding In General (AREA)
- Butt Welding And Welding Of Specific Article (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for bygging av inspiserbare sveiste skjøter i en offshore-konstruksjon for i det vesentlige å forhindre akkumulering av marin bioforurensende begroing på disse.
Oppfinnelsen vedrører også en inspiserbar sveist skjøtkon-struksjon i en offshore-konstruksjon som er motstandig mot akkumulering av marin bioforurensende begroing.
Petroleumsboring og produksjonsoperasjoner til havs utføres vanligvis fra bunnfundamenterte offshorekonstruksjoner som vanligvis blir bygd ved sammensveising av rørformede stålele-menter med stor diameter for å danne et rammeverk i fagverks form kjent som en "stålunderstellkonstruksjon". Slike stålunderstellkonstruksjoner kan være enten av den faste typen som stivt motstår de omgivende krefter fra vind, bølger og strømmer, eller den ettergivende type som gir etter for de omgivende krefter på en kontrollert måte. Begge typer kan ha en høyde på 305 m eller mer.
Stålunderstellkonstruksjoner er utsatt for skade av flere årsaker. F.eks. må en stålunderstellkonstruksjon kunne motstå ikke bare de mindre hyppige støt fra svært store bølger forårsaket av voldsomme stormer, men også de kumula-tive effekter av repeterte støt fra mindre bølger som er tilstede under de fleste sjøtilstander. Disse mindre bølger tenderer til å bevirke vibrasjon i de individuelle rørformede elementer av understellskonstruksjonen. Vibrasjon i et rørformet element kan resultere i dannelsen av utmattingssprekker ved eller nær de sveiste ender av elementet som kan, dersom de ikke oppdages og ikke rettes på, tilslutt resultere i utmattingssvikt.
En annen potensiell årsak til skade på en stålunderstellkonstruksjon er korrosjon. Den korrosjon som er av størst betydning er den som oppstår langs sveisen ved en av under-stellkonstruksjonens sveiste hovedskjøter. Denne type korrosjon, kjent som "sveiserandkorrosjon", skjer ved overgangen mellom det sveiste metall og den varmepåvirkede sone av basismetallet. Sveiserandkorrosjon virker som en kjerv som derved reduserer den sveiste skjøts evne til å motstå utmattingsbelastninger.
Et petroleumsreservoar til havs kan ha en produksjonslevetid på over 30 år. Offshorekonstruksjonen benyttet til å produ-sere fra et slikt reservoar må ha en nyttelevetid som overskrider den antatte produksjonslevetid for reservoaret. Ettersom skaden som skyldes vibrasjon og korrosjon vanligvis skjer over en vesentlig tidsperiode, er det ønskelig at de sveiste skjøter på en offshorekonstruksjon kan inspiseres periodisk slik at skade kan detekteres og utbedringer kan foretas før en svikt oppstår.
I grunnere farvann blir de sveiste skjøter i stålunderstellkonstruksjoner vanligvis inspisert visuelt av en dykker. I dypere farvann kan en bemannet undervannsfarkost bli benyttet for å lette visuell inspeksjon av de sveiste skjøter, eller en ubemannet neddykkbar farkost kan utstyres med televisjonskameraer for å tillate visuell fjerninspek-sjon av skjøtene.
Som vel kjent i faget kan visse ikke-destruktive utprøvnings-teknikker benyttes i tillegg til eller istedenfor visuell inspeksjon for å detektere nærværet av utmatting eller korrosjonsprekker i de sveiste skjøter på en stålunderstellkonstruksjon. Slike ikke-destruktive utprøvningsteknikker innbefatter, uten begrensning, elektromagnetisk, akustisk, magnetpulver, virvelstrøm og ultrasonisk testing.
I mange av verdens områder, slik som til havs utenfor California og Australia, er en stålunderstellkonstruksjon utsatt for et fenomen kjent som marin bioforurensning. Som brukt heri og i kravene, betyr marin bioforurensning en organisk begroing som innbefatter kolonier eller klynger skjell, muslinger, småmaneter, anemoner og andre former for marint liv som dannes under visse forhold på materialer beliggende i et offshoremiljø, slik som rørformede stålele-menter i en stålunderstellkonstruksjon. Disse organiske begroinger vokser i form av et hylster eller belegg som kan være så mye som 60 cm tykt eller mer.
Marin bioforurensning er skadelig for en offshorekonstruksjon på to ulike måter. For det første vil hylsteret av organisk begroing som omgir et rørformet element i en stålunderstellkonstruksjon gi vesentlig tillegg til vekten og den effektive diameter av elementet, som derved vesentlig øker bølge- og strømningskreftene som stålunderstellkonstruksjonen må motstå. Som vist i fig. 1 og mer fullstendig beskrevet nedenfor, er dette særlig tilfelle ettersom marin bioforurensning er tilbøyelig til å oppstå i hovedsak nær vannoverflaten som er det området hvor bølge- og strømnings-kref tene vanligvis er størst. For det andre hindrer marin bioforurensning vesentlig arbeidene for periodisk å inspisere de sveiste skjøter i en offshorekonstruksjon, enten visuelt eller ved en hvilken som helst annen tilgjengelig teknikk, for leting etter utmattings- eller korrosjonsprekker. Som bemerket ovenfor kan hylsteret av organisk begroing som omgir et rørformet element være så mye som 60 cm tykt eller mer. Ingen av de for tiden kjente teknikker for sprekkdetektering kan benyttes på pålitelig måte til å inspisere en svært begrodd skjøt.
US-patent 4415293 utstedt 15. november 1983 til Engel et al. beskriver en effektiv løsning på det første problem beskrevet ovenfor (dvs. marin bioforurensning som resulterer i en vesentlig økning i bølge- og strømningskreftene som stålunderstellkonstruksjonen må motstå. Dette patent beskriver en fremgangsmåte for å hindre marin bioforurensning på de rørformede elementer av en stålunderstellkonstruksjon ved å tildekke de rørformede elementer med et hylster av et marint veksthindrende materiale. Hylsteret innbefatter et ytre lag av et ikke-ferroholdig materiale slik som en kopper-nikkel-legering og et indre lag av et elastomert polymert materiale. Det ytre lag av ikke-ferroholdig materiale gir en kilde for et biocid eller marint veksthindrende middel som i det vesentlig eliminerer festet for marin bioforurensende begroing.
US-patent 4415293 gir imidlertid ingen akseptabel løsning på det andre problem omtalt ovenfor (dvs. marin bioforurensning som vesentlig hindrer inspeksjon av de sveiste skjøter på stålunderstelIkonstruksjonen). Dette fordi en sveist skjøt som påføres en hylse av marint veksthindrende materiale på den viste måten ville i seg selv hindre inspeksjon av den sveiste skjøt. Utmattingssprekker i den underliggende sveiste skjøt kunne ikke bre seg gjennom det duktile indre lag ifølge Engel et al., og kunne derfor ikke detekteres visuelt. Dessuten ville det duktile indre lag ifølge Engel et al. i det vesentlige oppheve påliteligheten av de mest vanlige benyttede undersjøiske ikke-destruktive testmetoder for å detektere sprekker i den underliggende sveiste skjøt.
Følgelig foreligger det et behov for en fremgangsmåte for i det vesentlige å hindre marin bioforurensning av de sveiste skjøter i en stålunderstellskonstruksjon uten å hindre periodisk inspeksjon av slike sveiste skjøter.
I samsvar med den foreliggende oppfinnelse er det til-veiebragt en fremgangsmåte og en inspiserbar sveist skjøtkon-struksjon av den innledningsvis nevnte art, som kjennetegnes av de trekk som fremgår av karakteristikken til de etterfølg-ende selvstendige krav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige krav.
Det marine veksthindrende materiale gir en kilde for en biocide som vesentlig forhindrer ansamling eller akkumulering av marin bioforurensende begroing på de sveiste skjøter. Dette tillater periodisk inspeksjon av de sveiste skjøter uten at det er nødvendig å rengjøre de sveiste skjøter før inspeksjon. Utmattingssprekker som oppstår i de sveiste skjøter vandrer eller brer seg gjennom det første og andre belegg og er straks synlige på den ytre flaten av det andre belegg. Slike sprekker kan også detekteres med vanlig benyttede ikke-destruktive testteknikker, selv før sprekkene har bredt seg gjennom beleggene.
Fordelene med den foreliggende oppfinnelse vil bedre forstås ved henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse og de vedlagte tegninger hvor: Fig. 1 illustrerer problemet med marin bioforurensning på en stålunderstellskonstruksjon; Fig. 2 illustrerer påføringen av et hylster av marint veksthindrende materiale til de rette partier av de rørformede elementer i en stålunderstellkon struksjon, og den tilstedeværende marine bioforurensning på de uhylstrede sveiste skjøter; Fig. 3A illustrerer en "K-forbindelse" av den type som vanligvis benyttes i en stålunderstellkonstruksjon; og Fig. 3B illustrerer delvis i snitt den foreliggende oppfinnelse når påført K-forbindelsen illustrert i fig. 3a. Fig. 1 illustrerer problemet med marin bioforurensning. En offshorekonstruksjon 10 innbefattende et dekk 12 støttet av en stålunderstellkonstruksjon 14 er plassert i et vannlegeme 16. Over en tidsperiode vokser eller akkumulerer et hylster av organisk begroing 18 på visse rørformede elementer av stålunderstellkonstruksjonen 14. Vanligvis er hylsteret av
organisk begroing 18 tykkest (opptil 60 cm eller mer) nær overflaten 20 av vannlegemet 16. Under en dybde på omkring 30 m er marin bioforurensning ikke et vesentlig problem på grunn av mangel på næringsmidler og sollys i dype farvann.
Hylsteret av organisk begroing 18 øker vesentlig den effektive diameter og vekt av de individuelle elementer på stålunderstellkonstruksjonen, og øker derved vesentlig bølge-
og strømningskreftene som konstruksjonen må motstå. I tillegg hindrer vesentlig hylsteret av organisk begroing 18 inspeksjon av de sveiste skjøter (f.eks. de sveiste skjøter i T-K-forbindelsen 22) i stålunderstellkonstruksjonen 14.
Som bemerket ovenfor innbefatter den organiske begroing kolonier eller klynger av skjell, muslinger, småmaneter, anemoner og andre former for marint liv. Vanligvis er denne organiske begroing svært fast klebet til de individuelle elementer i stålunderstellkonstruksjonen og kan kun fjernes ved stålbørsting eller vannblåsing, som begge er svært tidkrevende og kostbare operasjoner. Følgelig er det svært ønskelig at en effektiv fremgangsmåte for å hindre marin bioforurensning blir utviklet.
Fig. 2 illustrerer bruken av metoden for å hindre marin bioforurensning beskrevet i Engel et al. patentet som er nevnt ovenfor. Engel et al. patentet anviser bruken av et beskyttende hylster 40 som omgir i det minste de elementer av stålunderstellkonstruksjonen som er utsatt for den tyngste ansamling av marin forurensning. Hylsteret 40 innbefatter et ytre lag 42 av et marint veksthindrende materiale og et indre lag 44 av et duktilt, elektrisk ikke-ledende materiale. Engel et al. beskriver konstruksjonen og funksjonen av det beskyttende hylster 40 som følger: "Hylsteret 40 ..... er illustrert som en tynnvegget plate av et ikke-jernholdig materiale anordnet langs benet (av under-
stellkonstruksjonen) og er festet til dette 1 et avstands-plassert forhold ..... I de verste marine vekstområder, kan hylsen forløpe fra omkring 1 m over det midlere lave tidevannsnivå til omkring 16 m eller 20 m under ....
Hylsen 40 innbefatter en substans for å generere i sjøvannet en kilde for marint veksthindrende middel i en mengde tilstrekkelig, når plassert i sjøvannet, til å eliminere i det vesentlige det meste om ikke all den marine vekst og hindre dens feste til den ytre overflaten av hylsen og til det parti av konstruksjonselementet som er inntil hylsen.
Den tynnveggede hylsen av ikke-jernholdig materiale som danner hylsen kan være kopper, men de lave styrkekarak-teristikker og dårlige håndteringsegenskaper for dette materialet til offshoreinstallasjoner bringer det lavt på listen av materialer å arbeide med. En kopper-nikkel-legering med omkring minst 70$ kopper innlegert er egnet, mens en legering som har omkring 9056 kopper og 10# nikkel er foretrukket.
Virkningen av hylsteret som forhindrer marin vekst er ikke i helhet forstått, men det antas at kopperioner i en alt overveiende kopperlegeringshylse genererer i sjøvannet et kupro-hydroksylklorid kompundbelegg på kopperlegeringshylsen som hindrer feste av frittsvømmende marine larver. Det ble funnet at de ovenfor nevnte marine veksthindrende egenskaper til kopperet forsvant når kopperlegeringshylsen 40 ble direkte montert på et stålkonstruksjonselement i plattformen som var anordnet med et katodisk beskyttelsessystem i form av (offeranoder direkte festet til de ulike rørformede elementer av understellskonstruksjonen) .... Således ble det funnet nødvendig å elektrisk isolere hylsen 40 fra benet (på understellkonstruksjonen). Dette gjøres enklest ved å fylle rommet mellom hylsen 40 og benet med mindre diameter (på understellkonstruksjonen) med et ikke-ledende materiale av hvilken som helst egnet type. Dette kan gjøres enklest ved å omhylle partier av bena med gummi, syntetisk gummi eller ethvert egnet elastomert polymert materiale som kan bindes, vulkaniseres eller polymiseres til den ytre flaten av bena enten ved påføring av et bindingsmateriale eller oppvarming eller begge deler, eller med varme og trykk ....". Engel et al., kolonne 6, linje 25 til kolonne 7, linje 7.
Som beskrevet ovenfor beskriver patentet til Engel et al. en effektiv metode for å hindre marin bioforurensning langs de rette partier av stålunderstellkonstruksjonens rørformede elementer. Imidlertid, som vist i fig. 10, dekker ikke de beskyttende hylstrene 40 beskrevet av Engel et al. de sveiste skjøter mellom de ulike rørformede elementer, og tillater derved klumper av organisk begroing 24 å akkumulere eller vokse ved de sveiste skjøter. Disse klumper av organisk begroing 24 hindrer vesentlig inspeksjon av de sveiste skjøter, og følgelig må de periodisk fjernes ved stålbørsting eller vannblåsing for å tillate inspeksjon. Videre kan metoden for å hindre bioforurensning beskrevet i Engel et al. patentet ikke påføres sveiste skjøter i en stålunderstellkonstruksjon ettersom de beskyttende hylstere 40 ville i seg selv hindre både visuell inspeksjon og ikke destruktiv testing av de sveiste skjøter. Og i beste fall ville det være svært vanskelig å forme de beskyttende hylstere 40 beskrevet av Engel et al. til å passe de sveiste skjøter i en offshore-konstruksjon. Enhver lekkasje av sjøvann under hylsteret kunne resultere i korrosjon på et sted hvor den ville være svært vanskelig å detektere.
Foreliggende oppfinnelse omhandler en ny sveist skjøtkon-struksjon som er motstandig mot marin bioforurensning og som kan enkelt inspiseres, enten visuelt eller ved bruk av konvensjonelle ikke-destruktive inspeksjonsteknikker. Betegnelsen "sveist skjøt" som brukt her og i kravene betyr enhver skjøt hvor to eller flere metallelementer er skjøtet ved sveising (den lokale sammensmelting av metall frembragt ved oppvarming), enten med eller uten påføring av trykk, og enten med eller uten bruk av et mellomliggende- eller fyllermetall. En sveist skjøt vil nødvendigvis innbefatte et parti av basismetallet på hver side av sveisen, hvor disse partier innbefatter i det minste den varmepåvirkte sone (dvs. den del av basismetallet der en eller flere av de metallurgiske egenskaper til basismetallet ble endret som resultat av oppvarmingen).
Det skal forstås at selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med en sveist skjøt for bruk i en stålunderstellkonstruksjon, kan oppfinnelsen også benyttes for andre typer sveiste skjøter beliggende i omgivelser utsatt for marin bioforurensning. Følgelig er alle slike anvendelser ment å inngå innenfor oppfinnelsens ramme. Fig. 3A illustrerer en typisk K-forbindelse 26 slik som kan benyttes i en stålunderstellkonstruksjon. K-forbindelsen 26 innbefatter et rørformet hovedelement 28 og to vinklede sekundære rørformede elementer 30. De sekundære rørformede elementer 30 er festet til det rørformede hovedelement 28 med omkretsmessige sveiser 32. Således kan en K-forbindelse anses å innbefatte to sveiste skjøter, slik som den betegnelse definert ovenfor. Andre standardtyper forbindelser benyttet i offshorekonstruksjoner kan innbefatte kun en sveist skjøt (f.eks. T og Y forbindelser) eller så mange som tre eller flere sveiste skjøter (dvs. T-K forbindelsen 22 i fig. 1). Fig. 3B illustrerer den foreliggende oppfinnelse. For illustrasjonsformål har oppfinnelsen blitt påført en K-forbindelse 26 som omtalt ovenfor. Imidlertid skal det forstås at oppfinnelsen er på samme måte appliserbar til enhver annen type forbindelse som innbefatter en eller flere sveiste skjøter.
I hovedsak innbefatter oppfinnelsen et første belegg 34 av et i det vesentlige dielektrisk materiale som er bundet til den underliggende sveiste skjøt, og et andre belegg 36 av et marint veksthindrende materiale som er bundet til det første belegg 34. Det andre belegg 36 er elektrisk isolert fra den sveiste skjøt ved det første belegg 34. Som det vil bli mer fullstendig beskrevet nedenfor, fremskrider utmatningssprekker (f.eks. sprekken 38) i de sveiste skjøter av K-forbindelsen 26 gjennom både det første belegg 34 og det andre belegg 36 og er straks synlig på skjøtoverflaten. Videre kan slike utmattingssprekker være detekterbare gjennom det første og andre belegg ved bruk av ikke-destruktive testteknlkker, slik som ultrasonisk testing, før det tidspunkt når de kan detekteres visuelt.
Utmattingssprekker i en sveist skjøt oppstår vanligvis i selve skjøten, ved overgangen mellom sveisen og den varmepåvirkede sone, eller i den varmepåvirkede sone. Vanligvis forløper den varmepåvirkede sone ikke mer enn noen få cm på hver side av sveisen. Således behøver det første belegg 34 og det andre belegg 36 kun å forløpe en kort avstand (f.eks. 15 til 30 cm) på hver side av den omkretsmessige sveis 32. Utover den avstand kan de beskyttende hylstere anvist av Engel et al. (se fig. 2) bil benyttet for å hindre marin bioforurensning ettersom det er usannsynlig at utmattingssprekker vil oppstå mer enn noen cm fra selve sveisen. Av denne årsak fokuserer nesten alltid inspeksjonsprogrammer på selve sveisen og det umiddelbart omgivende området.
Det første belegg 34 må bindes til den underliggende sveise-skjøt slik at utmattingssprekker som oppstår i den sveiste skjøt vil fremskride gjennom det første belegg 34. I fravær av en binding, vil relativ bevegelse eller slipp mellom det første belegg 34 og den sveiste skjøt vesentlig forsinke sprekkveksten gjennom det første belegg 34. Slik relativ bevegelse eller slipp kunne også bevirke feilaktige resul-tater under ikke-destruktiv testing av den sveiste skjøt. Enhver type binding (f.eks. kjemisk, mekanisk, matallurgisk, etc.) kan benyttes. Vanligvis ville det første belegg 34 bli påført i en flytende form (f.eks. ved sparying eller maling), og deretter tillatt å herde på plass for å sikre en god binding. Det første belegg 34 kan påføres i mer enn et lag om ønsket.
Materialet benyttet for det første belegg 34 må ha en tilstrekkelig lav duktilitet (når målt ved prosentvis bruddforlengelse) for å tillate vekst eller forplantning av utmattingssprekken.
Således er det vesentlig å foretrekke at duktiliteten av det hovedsakelig dielektriske materialet er mindre enn eller likt med duktiliteten av den sveiste skjøt. Dersom duktiliteten av det i det vesentlige dielektriske materialet er betydelig større enn duktiliteten av den sveiste skjøt, vil sprekk-forplantning forsinkes. Duktiliteten av konstruksjons-stålet er vanligvis mellom 2056 og 3056. Således bør duktiliteten av det i hovedsak dielektriske materialet fortrinnsvis være mindre enn eller likt med omkring 2056.
Som det vil bli mer fullstendig forklart nedenfor, må materialet benyttet for det første belegg 34 også kunne elektrisk isolere det andre belegg 36 fra den sveiste skjøt. For å sikre korrekt isolering av det andre belegg 36, bør det første belegg 34 fortrinnsvis ha en tykkelse på minst 250 micron, skjønt større tykkelser kan benyttes om ønsket.
Et antall materialer er tilgjengelige som tilfredsstiller de ovenfor beskrevne krav for det første belegg 34 (dvs.et hovedsakelig dielektrisk materiale som har en lav duktilitet og som kan bindes til den underliggende sveiste skjøt. Eksempler på egnede materialer er kjeramiske materialer og visse termoherdende plaster slik som fenolske resiner, epoxy resiner og polyester resiner.
Det andre belegg 36 må kunne forhindre vekst av marin bioforurensende begroing. Som fremsatt i utdraget fra Engel et al. patentet ovenfor, er det funnet at en kopper-nikkel- legering som inneholder minst 7056 kopper er egnet, mens en kopper-nikkel-legering som inneholder 9056 kopper og 1056 nikkel er å foretrekke. Andre ikke-jernholdige materialer kan også være i stand til å forhindre marin vekst.
Det andre belegg 36 må bindes til første belegg 34 slik at utmattingssprekker i den underliggende sveiste skjøt (f.eks. sprekken 38) vil forplante seg gjennom til den ytre flaten av det andre belegg 36. Enhver type binding kan benyttes. En egnet metode for å påføre det andre belegg 36 er termisk spraying der kopper-nikkel-legeringen, i pulver eller trådform, smeltes i en elektrisk eller en oksygen/acetylenbue og de smeltede partikler blir drevet med høy hastighet mot det ønskede substrat med trykkluft. En type av termisk spraying er beskrevet i US patent 4521475 utstedt 4.juni 1985 til Riccio et al. I Riccio et al. benyttes et spesielt preparert substrat som inneholder hule sfærer eller lommer til å sikre en sterk mekanisk binding mellom belegget og substratet. Bruken av substratet beskrevet av Riccio, skjønt ikke et nødvendig element i den foreliggende oppfinnelse, kan være ønskelig, særlig for offshorekonstruksjoner som har en forholdsvis lang antatt levetid. Andre metoder for å påføre det andre belegg 36, slik som ved elektrokjemisk plettering, kan også benyttes. Det andre belegg 36 kan påføres i et eller flere lag.
Som bemerket ovenfor må det andre belegg 36 være elektrisk isolert fra det underliggende basismetall for at det skal kunne hindre marin bioforurensning. Derfor, som illustrert i fig. 3B, bør det andre belegg 36 ende en kort avstand før enden av det første belegg 34. Vanligvis vil det andre belegg 36 være omkring 250 mikron tykt, skjønt tykkere belegg kan være ønsket, særlig for konstruksjoner som har lange antatte levetider.
Ved utøvelse av den foreliggende oppfinnelse vil det første og andre belegg vanligvis påføres de sveiste skjøter ved verftene under fremstilling av stålunderstellkonstruksjonen. Normalt vil kun de sveiste skjøter som ligger innenfor omlag 30 m fra vannoverflaten bli belagt. Understellkonstruksjonen ville deretter bli transportert til installasjonsstedet og festet til sjøbunnen. Periodisk under understellskonstruk-sjonens levetid skal de sveiste skjøter inspiseres for tilstedeværelsen av utmattingssprekker, slik som sprekken 38 i fig. 3B. Sveiste skjøter som er blitt bygget ifølge den foreliggende oppfinnelse vil forbli hovedsakelig frie for marin bioforurensende begroing, og følgelig kunne enkelt inspiseres, enten visuelt eller gjennom bruk av ikke-destruktive testteknikker uten at det er nødvendig med stålbørsting eller vannblåsing. Faktisk har eksperimenter vist at den foreliggende oppfinnelse kan forøke synligheten av utmattingssprekker i en sveist skjøt. Videre har eksperi-mentering vist at utmattingssprekker i den underliggende sveiste skjøt kan hurtig detekteres gjennom det første og andre belegg ved konvensjonelle ikke-destruktive testteknikker, (f.eks. ultrasonisk testing) selv før de har forplantet seg gjennom til den ytre flaten av det andre belegg 36.
Som beskrevet ovenfor tilfredsstiller den foreliggende oppfinnelse behovet for en metode for vesentlig å hindre marin bioforurensning av sveiste skjøter i en offshorekonstruksjon uten å hindre den periodiske inspeksjon av slike sveiste skjøter.
Claims (7)
1.
Fremgangsmåte for bygging av inspiserbare sveiste skjøter i en offshore-konstruksjon for i det vesentlige å forhindre akkumulering av marin bioforurensende begroing på disse,karakterisert vedtrinnene: et første belegg av et hovedsakelig dielektrisk materiale bindes til den sveiste skjøt, hvilket hovedsakelig dielektriske materiale har en duktilitet mindre eller lik duktiliteten i den sveiste skjøt; et andre belegg av et marint veksthindrende materiale bindes til det første belegg, hvilket andre belegg er elektrisk isolert fra den sveiste skjøt ved det første belegg, hvorved den marine bioforurensende begroing i det vesentlige forhindres fra å feste seg til den sveiste skjøt og utmattingssprekker i den sveiste skjøt kan detekteres ved vanlig benyttede inspeksjonsprosedyrer.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at det hovedsakelig dielektriske materialet er et kjeramisk materiale eller en termoherdende plast.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at det marine veksthindrende materialet er en kopper-nikkellegering inneholdende minst 70% kopper.
4.
Inspiserbar sveist skjøtkonstruksjon (26) i en offshorekonstruksjon (10) som er motstandig mot akkumulering av marin bioforurensende begroing (18),karakterisertved et første belegg (44) av hovedsakelig dielektrisk materiale bundet til den sveiste skjøt (26), hvilket hovedsakelig dielektriske materiale har en duktilitet lik med eller mindre enn duktiliteten i den sveiste skjøt;
et andre belegg (42) av et marint veksthindrende materiale bundet til det første belegg (44), hvilket andre belegg (42) er elektrisk isolert fra den sveiste skjøt av det første belegg (44);
hvorved den marine bioforurensende begroing (18) i det vesentlige forhindres fra å feste seg til den sveiste skjøtkonstruksjon (26) og utmattingssprekker som oppstår i den sveiste skjøt kan detekteres med vanlig benyttede inspeksjonsprosedyrer.
5.
Sveist skjøtkonstruksjon ifølge krav 4,karakterisert vedat det hovedsakelig dielektriske materialet er et kjeramisk materiale eller en termoherdende plast.
6.
Sveist skjøtkonstruksjon ifølge krav 4,karakterisert vedat det første belegg har en tykkelse på minst 0,025 mm.
7.
Sveist skjøtkonstruksjon ifølge krav 4,karakterisert vedat det marine veksthindrende materialet er en kopper-nikkel-legering som inneholder minst 70% kopper.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/012,531 US4830540A (en) | 1987-02-09 | 1987-02-09 | Method for constructing inspectable welded joints which are resistant to marine biofouling, and welded joints formed thereby |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO874580D0 NO874580D0 (no) | 1987-11-03 |
NO874580L NO874580L (no) | 1988-08-10 |
NO169826B true NO169826B (no) | 1992-05-04 |
NO169826C NO169826C (no) | 1992-08-12 |
Family
ID=21755407
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO874580A NO169826C (no) | 1987-02-09 | 1987-11-03 | Fremgangsmaate for bygging av inspiserbare sveiste skjoeteri en offshore-konstruksjon for aa hindre begroing, samt den sveiste skjoetkonstruksjon |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4830540A (no) |
AU (1) | AU604813B2 (no) |
GB (1) | GB2203781B (no) |
NO (1) | NO169826C (no) |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4941775A (en) * | 1988-02-26 | 1990-07-17 | Benedict Risque L | Cathodic protection of critical offshore marine structure critical components by making the critical component noble (passive) to the balance of the platform |
US6189286B1 (en) | 1996-02-05 | 2001-02-20 | The Regents Of The University Of California At San Diego | Modular fiber-reinforced composite structural member |
SE533164C2 (sv) * | 2007-05-22 | 2010-07-13 | Gva Consultants Ab | Infästning för en marin struktur |
US8432537B2 (en) * | 2008-06-16 | 2013-04-30 | Duhane Lam | Photoelastic coating for structural monitoring |
WO2012011816A2 (en) * | 2010-07-23 | 2012-01-26 | Johannes Jacobus Maria Heselmans | Seawater pump corrosion protection |
WO2012083996A1 (de) * | 2010-12-23 | 2012-06-28 | Dot Gmbh | Antibakteriell beschichteter beschlag und verfahren zu seiner herstellung |
CN114808956A (zh) * | 2022-05-14 | 2022-07-29 | 浙江大学 | 一种海上风电钢管桩加固修补施工方法 |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2294897A (en) * | 1938-11-07 | 1942-09-08 | Magnaflux Corp | Method of determining strain concentration in rigid articles |
US2824481A (en) * | 1955-03-23 | 1958-02-25 | Sidney P Johnson | Stress-indicating fastener |
GB881481A (en) * | 1958-12-27 | 1961-11-01 | Bayer Ag | Underwater coatings resistant to growth |
NL125323C (no) * | 1964-01-13 | |||
US3426473A (en) * | 1966-03-31 | 1969-02-11 | Goodrich Co B F | Antifouling covering |
US3563940A (en) * | 1966-12-19 | 1971-02-16 | Magnaflux Corp | Resinous composition for determining surface strain concentrations in rigid articles |
US3476577A (en) * | 1967-03-22 | 1969-11-04 | United States Steel Corp | Antifoulant composition and method |
US3803485A (en) * | 1970-02-16 | 1974-04-09 | Battelle Development Corp | Indicating coating for locating fatigue cracks |
US3979949A (en) * | 1975-06-30 | 1976-09-14 | The Boeing Company | Fatigue damage indicator |
US4273833A (en) * | 1975-09-19 | 1981-06-16 | United States Trading International, Inc. | Anti-fouling overcoating composition and use thereof |
US4143540A (en) * | 1977-12-27 | 1979-03-13 | Continental Oil Company | Method of preventing corrosion of joints of steel structures submerged in corrosive media |
FR2495773A1 (fr) * | 1980-12-04 | 1982-06-11 | Petroles Cie Francaise | Plate-forme marine munie de moyens de detection d'eventuelles fissures |
US4415293A (en) * | 1982-04-05 | 1983-11-15 | Shell Oil Company | Offshore platform free of marine growth and method of reducing platform loading and overturn |
EP0106897A1 (en) * | 1982-04-27 | 1984-05-02 | SHAW, Christopher William | Anti-fouling treatment of boats, ships, buoys and other structures exposed to water |
US4521475A (en) * | 1983-04-01 | 1985-06-04 | Riccio Louis M | Method and apparatus for applying metal cladding on surfaces and products formed thereby |
-
1987
- 1987-02-09 US US07/012,531 patent/US4830540A/en not_active Expired - Fee Related
- 1987-11-03 NO NO874580A patent/NO169826C/no unknown
- 1987-12-22 AU AU82951/87A patent/AU604813B2/en not_active Ceased
-
1988
- 1988-02-05 GB GB8802669A patent/GB2203781B/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US4830540A (en) | 1989-05-16 |
GB2203781B (en) | 1991-05-29 |
AU8295187A (en) | 1988-08-11 |
GB8802669D0 (en) | 1988-03-02 |
NO874580D0 (no) | 1987-11-03 |
AU604813B2 (en) | 1991-01-03 |
GB2203781A (en) | 1988-10-26 |
NO874580L (no) | 1988-08-10 |
NO169826C (no) | 1992-08-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8366351B2 (en) | Method of making an undersea pipe including anticorrosion linings and welds | |
WO2008154604A1 (en) | Device and method for providing strain measurements of insulated pipes | |
NO169826B (no) | Fremgangsmaate for bygging av inspiserbare sveiste skjoeteri en offshore-konstruksjon for aa hindre begroing, samt den sveiste skjoetkonstruksjon | |
KR101653934B1 (ko) | 선박용 부잔교 | |
US4211503A (en) | Bimetallic corrosion resistant structural joint and method of making same | |
US4684447A (en) | Method for applying protective coatings | |
US4941775A (en) | Cathodic protection of critical offshore marine structure critical components by making the critical component noble (passive) to the balance of the platform | |
CA1260324A (en) | Corrosion protection for mooring and riser elements of a tension leg platform | |
EP0177197B1 (en) | Tendon of a tension leg platform and electrical corrosion protecting method of the same | |
WO2010049667A1 (en) | Apparatus and method for reducing stress across subsea pipe joints | |
US4143540A (en) | Method of preventing corrosion of joints of steel structures submerged in corrosive media | |
Rombado et al. | Fatigue Life Performance of Titanium Grade 29 Welds in Tapered Stress Joints | |
CN216483161U (zh) | 一种基于海洋平台的生态环境监测系统布放底座 | |
EP0132332A1 (en) | Cathodic protection system for pipes | |
CN211395651U (zh) | 矿脂材料复层包覆护甲结构 | |
Schremp | Corrosion prevention for offshore platforms | |
Mathiesen et al. | Managing corrosion challenges with drilling risers and subsea equipment | |
Czechowski | Stress corrosion cracking of explosion welded steel‐aluminum joints | |
Mathiesen et al. | Preventing Galvanic Corrosion in Drilling Risers and Subsea Equipment | |
Marcassoli et al. | Modeling in selection, design and optimization of cathodic protection retrofit systems of offshore facilities | |
Horn et al. | Cost effective fabrication of large diameter high strength titanium catenary riser | |
Michels et al. | Alloys of Copper and Nickel for Splash Zone Sheathing of Marine Structures | |
NO800882L (no) | Sveiset konstruksjon. | |
Eliassen et al. | Design And Installation Aspects Of Cathodic Protection For High Temperature Insulated Pipelines: A Case Study Based On The New Draft Iso Standard For Cathodic Protection Of Submarine Pipelines | |
GB1588160A (en) | Riser for offshore oil or gas fields |