NO171895B - DRUM PIPE VESSEL, WEIGHTING APPLIANCE FOR USE OF SUCH VESSEL, AND PROCEDURE FOR PIPING PIPE - Google Patents
DRUM PIPE VESSEL, WEIGHTING APPLIANCE FOR USE OF SUCH VESSEL, AND PROCEDURE FOR PIPING PIPE Download PDFInfo
- Publication number
- NO171895B NO171895B NO875203A NO875203A NO171895B NO 171895 B NO171895 B NO 171895B NO 875203 A NO875203 A NO 875203A NO 875203 A NO875203 A NO 875203A NO 171895 B NO171895 B NO 171895B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- coating
- pipeline
- vessel
- drum
- pipe
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 181
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 158
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 58
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 26
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 24
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 22
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 claims description 18
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 4
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims description 3
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 claims 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 15
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 14
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 12
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 12
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 8
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 7
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 7
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 6
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 6
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 6
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 5
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 description 5
- 150000002513 isocyanates Chemical class 0.000 description 5
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 5
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 4
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 4
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 4
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 3
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 3
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 3
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 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 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 3
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 3
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 3
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 3
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 3
- 239000011527 polyurethane coating Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 3
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 229920005992 thermoplastic resin Polymers 0.000 description 3
- OEPOKWHJYJXUGD-UHFFFAOYSA-N 2-(3-phenylmethoxyphenyl)-1,3-thiazole-4-carbaldehyde Chemical compound O=CC1=CSC(C=2C=C(OCC=3C=CC=CC=3)C=CC=2)=N1 OEPOKWHJYJXUGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N dibutyl phthalate Chemical compound CCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCC DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000005442 diisocyanate group Chemical group 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N toluene 2,4-diisocyanate Chemical compound CC1=CC=C(N=C=O)C=C1N=C=O DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 2
- DMYOHQBLOZMDLP-UHFFFAOYSA-N 1-[2-(2-hydroxy-3-piperidin-1-ylpropoxy)phenyl]-3-phenylpropan-1-one Chemical compound C1CCCCN1CC(O)COC1=CC=CC=C1C(=O)CCC1=CC=CC=C1 DMYOHQBLOZMDLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CISIJYCKDJSTMX-UHFFFAOYSA-N 2,2-dichloroethenylbenzene Chemical compound ClC(Cl)=CC1=CC=CC=C1 CISIJYCKDJSTMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UPMLOUAZCHDJJD-UHFFFAOYSA-N 4,4'-Diphenylmethane Diisocyanate Chemical compound C1=CC(N=C=O)=CC=C1CC1=CC=C(N=C=O)C=C1 UPMLOUAZCHDJJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000045232 Canavalia ensiformis Species 0.000 description 1
- MQIUGAXCHLFZKX-UHFFFAOYSA-N Di-n-octyl phthalate Natural products CCCCCCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCCCCCC MQIUGAXCHLFZKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHOQXEIFYTTXJU-UHFFFAOYSA-N Isobutylene-isoprene copolymer Chemical compound CC(C)=C.CC(=C)C=C VHOQXEIFYTTXJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 1
- 229920002302 Nylon 6,6 Polymers 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- YSMRWXYRXBRSND-UHFFFAOYSA-N TOTP Chemical compound CC1=CC=CC=C1OP(=O)(OC=1C(=CC=CC=1)C)OC1=CC=CC=C1C YSMRWXYRXBRSND-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001079 Thiokol (polymer) Polymers 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N bis(2-ethylhexyl) phthalate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC(CC)CCCC BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009503 electrostatic coating Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- IQPQWNKOIGAROB-UHFFFAOYSA-N isocyanate group Chemical group [N-]=C=O IQPQWNKOIGAROB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000013521 mastic Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000012764 mineral filler Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000011022 operating instruction Methods 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 125000005498 phthalate group Chemical class 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001748 polybutylene Polymers 0.000 description 1
- 229920005906 polyester polyol Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 1
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 description 1
- 239000006163 transport media Substances 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N vinyl-ethylene Natural products C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 description 1
- XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L zinc stearate Chemical compound [Zn+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Joints Allowing Movement (AREA)
- Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår et trommelrørleggingsfartøy som er utstyrt med innretninger for å legge ut en rørledning på sjøbunnen. Mer spesielt angår oppfinnelsen en ny type rørleg-gingsfartøy som sørger for både belegning av en rørledning og avrulling av rørledningen for undersjøisk anbringelse. Trommelrørieggende fartøyer i den tidligere kjente teknikk har generelt vært av to typer. Den første typen anvender en stor horsiontalt anordnet trommel som er permanent montert på en rampe eller et skråplan. Et velkjent rørleggingsfartøy av denne typen er kjent i oljeindustrien til havs som "Chickasaw" som er beskrevet i de følgende patenter, som alle tilhører eieren av den foreliggende oppfinnelse: This invention relates to a drum pipe-laying vessel which is equipped with devices for laying a pipeline on the seabed. More particularly, the invention relates to a new type of pipeline-laying vessel which ensures both the coating of a pipeline and the unrolling of the pipeline for underwater installation. Drum tube laying vessels in the prior art have generally been of two types. The first type uses a large horizontally arranged drum which is permanently mounted on a ramp or inclined plane. A well-known pipe laying vessel of this type is known in the offshore oil industry as the "Chickasaw" which is described in the following patents, all of which belong to the owner of the present invention:
Sugasti et al - U.S. Patent nr. 3.630.461 Sugasti et al - U.S. Patent No. 3,630,461
Gibson - U.S. Patent nr. 3.641.778 Gibson - U.S. Patent No. 3,641,778
Mott et al - U.S. Patent nr. 3.680.432 Mott et al - U.S. Patent No. 3,680,432
Key et al - U.S. Patent nr. 3.712.100 Key et al - U.S. Patent No. 3,712,100
En annen type rørleggingsfartøy er et trommelskip som har en bestemt skrogkonstruksjon som er tilpasset opplagringen og driften av en vertikalt anordnet trommel. Et slikt trommelskip har en fordel ved at det er istand til å legge ut rør på store havdyp hvor det er ekstremt vanskelig eller umulig å anvende horisontale trommelskråplan. Denne mulighet til å kunne anvendes på store havdyp er tilveiebragt av en justerbar rampesammenstilling hvorpå rørjusteringsanordninger som er nødvendige for å rette ut og stramme rørene nær akterenden av skipet er montert. Slike rampesammenstillinger er justerbare slik at røret kan entre vannet i svært bratte vinkler, opptil omtrent 60°, mens de horisontale trommelskråplanene er begrenset til omtrent 15° entringsvinkel. Another type of pipe-laying vessel is a drum ship that has a specific hull construction that is adapted to the storage and operation of a vertically arranged drum. Such a drum vessel has an advantage in that it is able to lay pipes at great sea depths where it is extremely difficult or impossible to use horizontal drum inclined planes. This possibility of being able to be used at great sea depths is provided by an adjustable ramp assembly on which pipe adjustment devices which are necessary to straighten and tighten the pipes near the stern of the ship are mounted. Such ramp assemblies are adjustable so that the pipe can enter the water at very steep angles, up to about 60°, while the horizontal drum slopes are limited to about 15° entry angle.
Et dynamisk posisjonert s^ip med vertikal trommel er kjent som "Apache" og er vel kjent på området og er beskrevet i de følgende U.S. patenter, som alle innehas av eieren til den foreliggende oppfinnelse: A dynamically positioned vertical drum s^ip known as "Apache" is well known in the art and is described in the following U.S. Pat. patents, all of which are held by the owner of the present invention:
Springett et al - U.S. Patent nr. 4.230.421 Springett et al - U.S. Patent No. 4,230,421
Uyeda - U.S. Patent nr. 4.269.540 Uyeda - U.S. Patent No. 4,269,540
Yenzer et al - U.S. Patent nr. 4.297.054 Yenzer et al - U.S. Patent No. 4,297,054
Springett et al - U.S. Patent nr. 4.340.322 Springett et al - U.S. Patent No. 4,340,322
Uyeda et al - U.S. Patent nr. 4.345.855 Uyeda et al - U.S. Patent No. 4,345,855
Rørledningsfartøyene som anvendes i oljeindustrien til havs er istand til å bare legge ut rørledninger som har pre-fabrikerte belegg. Slike belegg må være elastiske og høyst fleksible siden rørledningen er oppvunnet på lagertromler før utlegningen. Slike fartøyer har ikke vært istand til å legge ut rørledninger med relativt tykke eller uelastiske belegg som kan sørge for bedret korrosjonsmotstand, termisk isolasjon, dimensjonsintegritet og økt vekt/enhetslengde for rørledninge-ne. The pipeline vessels used in the offshore oil industry are only able to lay pipelines that have pre-fabricated coatings. Such coatings must be elastic and highly flexible since the pipeline is wound up on storage drums before laying. Such vessels have not been able to lay pipelines with relatively thick or inelastic coatings that can provide improved corrosion resistance, thermal insulation, dimensional integrity and increased weight/unit length for the pipelines.
U.S. Patent nr. 3.599.435 beskriver, men viser ikke en fremgangsmåte for å legge ut belagte rørledninger under vann, hvilken fremgangsmåte anvender en "ovnsrør" innretning. Belegningen av rørledningsseksjoner før strekkeinnretningen øker bare problemet med bruddannelser i belegget. Dette problem blir i noen grad dempet ved hjelp av den foreslåtte løsning, men blir ikke løst ved denne. I denne fremgangsmåte skjer det ingen behandling av rørledningen siden det ikke blir brukt noen trommel. Belegning før strekking vil frembringe brudd i alle påførte belegg. U.S. Patent No. 3,599,435 describes, but does not show, a method for laying coated pipelines underwater, which method uses a "furnace pipe" device. The coating of pipeline sections before the tensioning device only increases the problem of fracture formations in the coating. This problem is mitigated to some extent by the proposed solution, but is not solved by it. In this method, no treatment of the pipeline takes place since no drum is used. Coating before stretching will cause breaks in all applied coatings.
Det er et økende behov i oljeindustrien til havs etter rørledninger som har relativt tykkveggede belegg. There is a growing need in the offshore oil industry for pipelines that have relatively thick-walled coatings.
Det er derfor et formål med den foreliggende oppfinnelse å fremskaffe et rørledningsfartøy som har et rørlednings-belegningsapparat anordnet for bruk på dette. It is therefore an object of the present invention to provide a pipeline vessel which has a pipeline coating apparatus arranged for use thereon.
Et annet formål med den foreliggende oppfinnelse er å fremskaffe fjernbare belegningsinnretninger som kan installe-res på enkel måte for anvendelse på eksisterende trommelrør-leggingsfartøy og som etter behov kan fjernes ved rørleggings-oppgaver hvor det ikke er nødvendig å belegge rørledningen. Another purpose of the present invention is to provide removable coating devices which can be installed in a simple way for use on existing drum pipe-laying vessels and which can be removed as needed during pipe-laying tasks where it is not necessary to coat the pipeline.
Nok et annet formål med den foreliggende oppfinnelse er å fremskaffe en fremgangsmåte ved rørlegging som omfatter trin-net med å påføre et belegg på rørledningen ettersom den blir lagt ut. Yet another object of the present invention is to provide a method of pipe laying which includes the step of applying a coating to the pipeline as it is laid.
Disse formål oppnås ifølge oppfinnelsen ved et trommel-rørleggingsfartøy, et vektbelegningsapparat samt en fremgangsmåte for utlegging av en vektbelastet rørledning fra et trommelrørleggingsfartøy, som angitt i de etterfølgende patentkrav. According to the invention, these purposes are achieved by a drum pipe-laying vessel, a weight coating apparatus and a method for laying out a weight-loaded pipeline from a drum pipe-laying vessel, as stated in the subsequent patent claims.
Det er således fremskaffet et rørledningsfartøy hvor en horisontalt eller vertikalt montert lagertrommel avruller rør-ledning inn i et behandlingsapparat som sørger for både ret-ting og strekking av rørledningen. Det er så fremskaffet et belegningsapparat for å belegge rørledningen ettersom denne blir lagt fra fartøyet inn i et vannlegeme. Belegningsapparatet kan anvendes enten for å belegge segmenter av rørlednin-gen som blir holdt relativt stasjonære i forhold til fartøyet under belegningsprosessen eller til å belegge rørledningen samtidig med utleggingen. A pipeline vessel has thus been provided where a horizontally or vertically mounted storage drum unrolls the pipeline into a treatment device which ensures both straightening and stretching of the pipeline. A coating apparatus is then provided to coat the pipeline as it is laid from the vessel into a body of water. The coating apparatus can be used either to coat segments of the pipeline which are kept relatively stationary in relation to the vessel during the coating process or to coat the pipeline simultaneously with the laying.
Både polymer og sementbelegg eller andre typer reaksjons-herdende belegg kan anvendes for å frembringe rørlednings-belegg med et bredt område av tykkelser. Oppfinnelsen er ikke begrenset til et gitt tykkelsesområde, men et brukbart område er fra omtrent 0,3 cm til ca. 20 cm (1/8 tomme til 8 tommer). Both polymer and cement coatings or other types of reaction-hardening coatings can be used to produce pipeline coatings with a wide range of thicknesses. The invention is not limited to a given thickness range, but a usable range is from about 0.3 cm to about 20 cm (1/8 inch to 8 inches).
Belegningsapparatet omfatter lagertanker og binger for materialet som skal brukes for å fremstille rørbelegget. Beleggsblanding og påføringsinnretninger er også anordnet og likeledes er spesielle behandlingsinnretninger anordnet når dette er nødvendig. The coating apparatus comprises storage tanks and bins for the material to be used to produce the pipe coating. Coating mixing and application devices are also arranged and likewise special treatment devices are arranged when this is necessary.
Polymerbeleggene kan være materialer såsom polypropylen eller polyuretan sammen med forskjellige mineralsamlinger. Sement kan anvendes og det foretrekkes å anvende en hurtig-størknende sement for dette formålet. The polymer coatings can be materials such as polypropylene or polyurethane together with various mineral aggregates. Cement can be used and it is preferred to use a quick-setting cement for this purpose.
En annen viktig egenskap ved den foreliggende oppfinnelse er at det kan påføres flere belegglag på rørledningen ettersom den blir avrullet trommelen og lagt ut. Flere påføringsinn-retninger er anordnet om rørledningen for dette formål. Slike innretninger kan være anordnet konsentrisk eller aksialt i forhold til rørledningen og kan være inneholdt i en enkelt belegningskappe. En foretrukket anvendelse av denne egenskap er å fremskaffe et første sjikt av hurtigherdende sement og så umiddelbart belegge sementen med ett eller flere vannugjennom-trengelige polymerbelegglag for å beskytte den underliggende sementen fra sjøvann under tidsperioden hvorved herdingspro-sessen blir sluttført. Siden denne overbeleggsbeskyttelse-funksjon er midlertidig, kan et billigere beleggmateriale såsom polyetylen eller andre polyalkylenmaterialer anvendes. Another important feature of the present invention is that several coating layers can be applied to the pipeline as it is unrolled from the drum and laid out. Several application devices are arranged around the pipeline for this purpose. Such devices can be arranged concentrically or axially in relation to the pipeline and can be contained in a single coating jacket. A preferred application of this property is to provide a first layer of quick-setting cement and then immediately coat the cement with one or more water-permeable polymer coating layers to protect the underlying cement from seawater during the time period during which the curing process is completed. Since this overcoat protection function is temporary, a cheaper coating material such as polyethylene or other polyalkylene materials can be used.
Bruken av flere beleggsjikt gir forskjellige egenskaper til den belagte rørledning såsom en termisk isolasjon ved bruk av et poreformet sjikt og så bruken av ett eller flere over-dekkende beskyttende sjikt. I farvann hvor det er fjellforma-sjoner på bunnen kan et ytre belegg med høy abrasjonsmotstand bli brukt. Et eksempel er et polyuretanbelegg fylt med stål eller blykuler hvorved den kontinuerlige polymerfasen har en tetthet i den øvre delen i et tetthetsområde på 1281 til 4005 kilo pr. kubikkmeter (80 til 250 pund pr. kubikkfot). Tykkel-sen til et slikt beskyttelsesbelegg kan variere fra omtrent 0,3 til 2 0 cm. The use of several coating layers gives different properties to the coated pipeline such as a thermal insulation using a porous layer and then the use of one or more covering protective layers. In waters where there are rock formations on the bottom, an outer coating with high abrasion resistance can be used. An example is a polyurethane coating filled with steel or lead balls whereby the continuous polymer phase has a density in the upper part in a density range of 1281 to 4005 kilograms per cubic meters (80 to 250 pounds per cubic foot). The thickness of such a protective coating can vary from approximately 0.3 to 20 cm.
Rørledningsfartøyet som belegningsapparatet i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan anordnes på er enten lektere eller trommelskip. For begge typer fartøyer kan rørledningen lagres på en forflyttbar trommel som kan være tilpasset slik at den kan lastes på og av fartøysdekket etter behov. Den forflyttbare trommel kan også være tilpasset slik at den kan pårulles rørledningen før eller etter installasjonen på fartøysdekket. The pipeline vessel on which the coating apparatus according to the present invention can be arranged are either barges or drum ships. For both types of vessels, the pipeline can be stored on a movable drum which can be adapted so that it can be loaded on and off the vessel deck as required. The movable drum can also be adapted so that it can be rolled onto the pipeline before or after installation on the vessel deck.
Oppfinnelsen vil fremgå tydelig av den etterfølgende beskrivelse og tegningene. Det som er beskrevet er beslektet med rørleggingsfartøyene beskrevet i U.S Patent nr. 3.712.100 (Key et al), og 4.345.855 (Uyeda et al), hvilke publikasjoner herved er innlemmet som referanse. De andre patentene som er nevnt foran, unntatt U.S. Patent nr. 3.599.435, relaterer seg også til denne søknaden, og det som er beskrevet i nevnte patenter er herved også innlemmet som referanse. The invention will be apparent from the following description and drawings. What is described is related to the pipe laying vessels described in U.S. Patent Nos. 3,712,100 (Key et al), and 4,345,855 (Uyeda et al), which publications are hereby incorporated by reference. The other patents mentioned above, excluding U.S. Pat. Patent No. 3,599,435 also relates to this application, and what is described in said patents is hereby also incorporated by reference.
Oppfinnelsen skal nå beskrives under henvisning til tegningene hvor: Figur 1 er et styrbord sideoppriss av en foretrukket utførelse av trommelrørleggingsfartøyet i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Figur 2 er et planriss som viser trommelfartøyet på figur 1 sett ovenfra; Figur 3 er et forstørret perspektivriss av akterdelen av fartøyet på figur 1 og viser rørledningsbelegningsapparatet; Figur 4 er et topp planriss av fartøyet og belegningsapparatet på figur 3; Figur 5 er et sideriss av en annen utførelse av fartøyet i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Figur 6 er et topp planriss av fartøyet på figur 5; Figur 7 viser skjematisk et automatisk drevet belegningsapparat; og Figur 8 er et forstørret tverrsnitt av den foretrukne utførelse av belegningsapparatet. The invention will now be described with reference to the drawings where: Figure 1 is a starboard side elevation of a preferred embodiment of the drum pipe laying vessel according to the present invention; Figure 2 is a plan view showing the drum vessel in Figure 1 seen from above; Figure 3 is an enlarged perspective view of the stern of the vessel of Figure 1 showing the pipeline coating apparatus; Figure 4 is a top plan view of the vessel and coating apparatus of Figure 3; Figure 5 is a side view of another embodiment of the vessel according to the present invention; Figure 6 is a top plan view of the vessel in Figure 5; Figure 7 schematically shows an automatically driven coating apparatus; and Figure 8 is an enlarged cross-section of the preferred embodiment of the coating apparatus.
Trommelfartøyet eller skipet, generelt benevnt 10, er utformet til å bære et hovedrøropprullingstrommelsystem og dets tilhørende opplagring og drivanordninger, generelt benevnt 20, og rørbelegningsapparatet, generelt benevnt 30, er anordnet ved akterenden av fartøyet. Rørbehandlingsutstyr, generelt benevnt 40, er anordnet etter trommelsystemsammen-stillingen 20. For hvert generelt benevnt system eller innretninger er de individuelle elementene gitt undernumre med 3 siffere. Lignende numeriske henvisninger opptrer i U.S. The drum vessel or ship, generally designated 10, is designed to carry a main pipe reeling drum system and its associated storage and drive devices, generally designated 20, and the pipe coating apparatus, generally designated 30, is located at the stern of the vessel. Pipe processing equipment, generally designated 40, is arranged after the drum system assembly 20. For each generally designated system or devices, the individual elements are given sub-numbers with 3 digits. Similar numerical references appear in the U.S.
Patent 4.345.855 (Uyeda et al). Patent 4,345,855 (Uyeda et al).
Skipets skrog, generelt benevnt 110, omfatter en fremre seksjon 112, en midtskipsseksjon 114 og en akterseksjon 116. Akterseksjonen 116 innebefatter fortrinnsvis, på sin underside en hæl 118 som tjener til å øke akterdelens oppdrift samtidig som den beskytter hovedpropellene 128 mot flytende eller ned-dykkede objekter eller fra grunnstøtning i grunt vann, og den tjener også til å tilveiebringe et hus for den aktre side-trykkpropell eller propeller 122; og den forbedrer retnings-stabiliteten til fartøyet. Hælen 118 som består hovedsakelig av en kileformet struktur i den bakerste delen av skipets kjøl, er en fordelaktig, men ikke vesentlig egenskap med trommelskipet. Det er spesielt nyttig å kunne øke akteropp-driften ved relativt grunne farvann, og denne økning kan ut-gjøre omtrent 4 til 4,7 meter, og det er også nyttig dersom størrelsen til skipet kan være begrenset av økonomiske og/eller praktiske hensyn, såsom behovet for å være istand til å klare kanaler eller skipskanaler med relativt begrenset størrelse. The ship's hull, generally referred to as 110, comprises a forward section 112, a midship section 114 and an aft section 116. The aft section 116 preferably includes, on its underside, a heel 118 which serves to increase the buoyancy of the aft section while protecting the main propellers 128 from floating or down- submerged objects or from grounding in shallow water, and it also serves to provide a housing for the aft side thruster or propellers 122; and it improves the directional stability of the vessel. The heel 118, which consists mainly of a wedge-shaped structure in the rear part of the ship's keel, is an advantageous but not essential feature of the drum ship. It is particularly useful to be able to increase the stern drive in relatively shallow waters, and this increase can amount to approximately 4 to 4.7 metres, and it is also useful if the size of the ship can be limited for economic and/or practical reasons, such as the need to be able to handle canals or ship canals of relatively limited size.
Hælen huser også på fordelaktig måte én eller flere side-trykkstunneler 120 for aktre sidetrykkspropeller 122. Baug-seksjonen 112 huser én eller flere sidetrykktunneler 124 for begge sidetrykkpropeller 126. Baug og aktersidetrykkpropel-lene, som er reversible, hjelper til å holde kurs og stabilitet ved å gi trommelskipet lateral eller tversgående posisjo-neringsegenskap, mens hovedpropellene 128 fremskaffer fremre og aktre drivende i samband med skipets ror posisjonerings-egenskap. The heel also advantageously houses one or more side pressure tunnels 120 for aft side thrusters 122. The bow section 112 houses one or more side pressure tunnels 124 for both side thrusters 126. The bow and stern side thrusters, which are reversible, help to maintain course and stability by giving the drum ship lateral or transverse positioning property, while the main propellers 128 provide fore and aft driving in connection with the ship's rudder positioning property.
Lagertrommel 210 er opplagret på et sentralt akselskaft 212 og trommellagre 214s og 214p. Benevnelsen "s" står for styrbord og benevnelsen "p" står for babord. Bearing drum 210 is supported on a central axle shaft 212 and drum bearings 214s and 214p. The designation "s" stands for starboard and the designation "p" stands for port.
Trommellagrene 214s og 214p er montert på boksbjelke-strukturer 150s og 150p som er hevet fra hoveddekket 130. The drum bearings 214s and 214p are mounted on box beam structures 150s and 150p which are raised from the main deck 130.
Rørledning 50 blir opprullet på trommelen 210 gjennom tårn 520 (vist på figur 1) som er utstyrt med ruller 522 for å tvinge hver rørvikling slik at den blir plassert i korrekt opprullet posisjon i forhold til de sideliggende oppviklinger ved opplastingen av rørledningen. Rørbøyeradiuskontrollinn-retningen 410 er montert på baugenden av nivåvindesammenstil-1ingen 412 som i sin tur er montert på den dreibare opplag-ringsrampesammenstilling 414. Tårn 520 er utelatt på figur 2 for å gjøre denne figur tydeligere. Pipeline 50 is wound onto drum 210 through tower 520 (shown in Figure 1) which is equipped with rollers 522 to force each pipe coil so that it is placed in the correct coiled position relative to the adjacent coils when loading the pipeline. The pipe bend radius control device 410 is mounted on the bow end of the level winch assembly 412 which in turn is mounted on the rotatable storage ramp assembly 414. Tower 520 is omitted from Figure 2 to make this figure clearer.
Rampesammenstillingen 414 er dreibart om dreiebraketter 416s og 416p som er fastgjort til akterseksjonen 116 til hoveddekket 130. En hydraulisk drevet løftemekanisme 418 er anordnet for å endre dreieposisjonen til opplagringsrampe-sammenstillingen 412. Radiuskontrollinnretningen 410 har buet formet rammeopplagringer 420s og 420p som inneholder flere ruller 422. Formålet med radiuskontrollinnretningen er å bøye rørledningen 50 til en minimumsradius under opprulling og avrulling for å tillate bruken av en enkel utrettingsinnstil-ling for den bestemte rørledning som ble lagt ut. The ramp assembly 414 is pivotable about pivot brackets 416s and 416p attached to the aft section 116 of the main deck 130. A hydraulically operated lifting mechanism 418 is provided to change the pivot position of the support ramp assembly 412. The radius control device 410 has curved frame supports 420s and 420p containing multiple rollers 422 The purpose of the radius control device is to bend the pipeline 50 to a minimum radius during coiling and uncoiling to allow the use of a simple straightening setting for the particular pipeline being laid.
Etter at rørledningen 50 passerer over radiuskontroll-rullene 422 entrer den utrettingsapparatet 424 og så en strekkesammenstilling 426, og begge er montert på nivåvindesammenstillingen 412. Videre langs nivåvindesammenstillingen 412 mot akterenden er det anordnet en rørinndragningsklemme-sammenstilling 428 og så en aktre rørstyresammenstilling 430 for å motta rørledningen 50. Forskjellige faste og/eller forflyttbare arbeidsplattformer kan også være anordnet langs nivåvindesammenstillingen som er tilpasset for lateral forskyvning på en serie av rullevogner 432, 434, 436, 438 og 440 i forhold til den øvre overflaten til opplagringsrampesammen-stillingen 414. En jekkemekanisme 442 er også anordnet fbr å kunne flytte radiuskontrollinnretningen 410 om en dreibar mon-teringsinnretning 444 som er fastgjort til den øvre overflaten av nivåvindesammenstillingen 412. Opplagringsrampesammenstil-1ingen 414 er konstruert som et åpent fagverk generelt benevnt 450 som sørger for strukturell stabilitet for rørbehandlings-utstyret 460 som består hovedsakelig av rørretteutstyret 424 og strekkesammenstillingen 426. Det øvrige rørbehandlings-utstyr innbefatter rørinntrekkingsklemmesammenstillingen 428 og den aktre rørstyresammenstillingen 430. After the pipeline 50 passes over the radius control rollers 422, it enters the straightener 424 and then a tension assembly 426, both of which are mounted on the level winch assembly 412. Further along the level winch assembly 412 towards the aft end, a pipe retractor clamp assembly 428 and then an aft pipe guide assembly 430 are arranged to receive pipeline 50. Various fixed and/or movable work platforms may also be provided along the level winch assembly adapted for lateral displacement on a series of roller carriages 432, 434, 436, 438 and 440 relative to the upper surface of the storage ramp assembly 414. A jacking mechanism 442 is also arranged to be able to move the radius control device 410 about a rotatable mounting device 444 which is attached to the upper surface of the level winch assembly 412. The storage ramp assembly 414 is constructed as an open truss generally designated 450 which provides structural stability t for the pipe processing equipment 460 which consists mainly of the pipe straightening equipment 424 and the stretching assembly 426. The other pipe processing equipment includes the pipe retracting clamp assembly 428 and the aft pipe guide assembly 430.
Driften av den hydrauliske løftemekanismen 418 blir sup-plert av en jekkemekanisme 462 som driver et par jekkstenger 464s og 464p langs spor 466s og 466p. Detaljer vedrørende rørbehandlingsutstyret 460, radiuskontrollinnretningen 410, nivåvindesammenstillingen 412 og opplagringssammenstillingen 414 er beskrevet i det ovenfor nevnte U.S. Patent nr. The operation of the hydraulic lifting mechanism 418 is supplemented by a jack mechanism 462 which drives a pair of jack rods 464s and 464p along tracks 466s and 466p. Details regarding the pipe processing equipment 460, the radius control device 410, the level winding assembly 412 and the storage assembly 414 are described in the above-mentioned U.S. Pat. Patent no.
4.345.855 (Uyeda et al.) 4,345,855 (Uyeda et al.)
Beleggingsapparat 30 er vist ved akterenden 116 og består av en styrbord sidetank eller beholder 310 og en babord sidetank eller beholder 312. En beleggingsstasjon 314 er anordnet slik at rørledningen 50 passerer gjennom denne ettersom den går ut av den aktre rørstyresammenstillingen 430. Belegningsmateriale fra tankene eller beholderne 310 og 312 blir pumpet gjennom rør 316 og 318 til en blandeventil 320 som kan være utstyrt med en ventildriveinnretning 322 som vist på figur 3. Belegningskappen 314 er festet til nivåvindesammenstillingen 412 via støtter 324s og 324p og 326s og 326p (av hvilke de babord anordnede støtter er vist på figur 3). En arbeids-plattform 328 som er justerbart og som har et sikkerhetsgjerde 330 kan også monteres på belegningsstasjonen eller kappen 314 eller på støttene 324 og 326. Denne plattform 328 sørger for adgang til ventiloperatørinnretningen 322. Coating apparatus 30 is shown at the aft end 116 and consists of a starboard side tank or container 310 and a port side tank or container 312. A coating station 314 is arranged so that the pipeline 50 passes through it as it exits the aft pipe guide assembly 430. Coating material from the tanks or containers 310 and 312 are pumped through pipes 316 and 318 to a mixing valve 320 which may be equipped with a valve drive device 322 as shown in Figure 3. The coating cap 314 is attached to the level wind assembly 412 via supports 324s and 324p and 326s and 326p (of which the port arranged supports are shown in figure 3). A work platform 328 which is adjustable and which has a safety fence 330 can also be mounted on the coating station or casing 314 or on the supports 324 and 326. This platform 328 provides access to the valve operator device 322.
Belegningsmaterialet som er inneholdt i tankene eller beholderne 310 og 312 er tilordnet pumpeapparater 332 og 334, som er montert på basisene til beholderne eller tankene som vist på figur 3. The coating material contained in the tanks or containers 310 and 312 is assigned to pumping apparatuses 332 and 334, which are mounted on the bases of the containers or tanks as shown in Figure 3.
I tilfellet hvor det anvendes sement som belegningsmateriale, kan en vann/slamblanding av sement bli pumpet fra tank 310 inn i blandeinnretningsventilen 320 og dette slam kan lages ved at det er sørget for egnede blandeinnretninger for bruk ved forberedelse og mating av slam til tanken. Blandeinnretningene kan også være deler av pumpemekanismen 332. Beholderen 312 kan så anvendes for tilføring av steintilset-ning eller andre tilsetningsstoffer for å danne det ønskede belegg. Vann eller annet væsketransportmedium kan anvendes i rør 318 for dette formål. Dersom det er ønskelig, kan en adkomst til vannutløpsporten 33 6 bli brukt til å dumpe over-skytende oppløsningsvann fra blandeventilen 320. In the case where cement is used as coating material, a water/sludge mixture of cement can be pumped from tank 310 into the mixing device valve 320 and this sludge can be made by providing suitable mixing devices for use in preparing and feeding sludge to the tank. The mixing devices can also be parts of the pump mechanism 332. The container 312 can then be used for supplying stone addition or other additives to form the desired coating. Water or other liquid transport medium can be used in pipe 318 for this purpose. If desired, an access to the water outlet port 336 can be used to dump excess solution water from the mixing valve 320.
Når belegget 510 skal fremstilles av sement er det å foretrekke å anvende en tid på 2 eller 3 minutter til størk-ning eller herdning. Slik hurtigstørknende sement er kommer-sielt tilgjengelig. Et spesielt sementbelegningsapparat som kan anvendes er vist i U.S. Patent nr. 2.053.307 (Wilson). Det viste apparatet kan plasseres i belegningsstasjonen 314 slik at operatørkontrollinnretningene kommer frem på toppsiden for justering fra plattformen 328. Beholderen 107 er sammen-koplet med blandeventil 320, og rørledning 50 blir så røret 23 som vist. Den hurtige størketiden sikrer så adekvat stabilitet før entring i vannet. Som beskrevet nedenfor, kan et til-leggsbeskyttelsesbelegg være anordnet over sementen for å gi mulighet for en herding etter utleggingen under vann. When the coating 510 is to be produced from cement, it is preferable to use a time of 2 or 3 minutes for solidification or hardening. Such quick-setting cement is commercially available. A particular cement coating apparatus which can be used is shown in U.S. Pat. Patent No. 2,053,307 (Wilson). The apparatus shown can be placed in the coating station 314 so that the operator controls appear on the top side for adjustment from the platform 328. The container 107 is connected to the mixing valve 320, and the pipeline 50 then becomes the pipe 23 as shown. The fast setting time thus ensures adequate stability before entering the water. As described below, an additional protective coating may be provided over the cement to allow for curing after placement under water.
Når et enkelt polymerbelegg 510 skal påføres rørledningen 50, blir belegningsstasjonen 314 anvendt til å huse en konsentrisk ekstruder eller et batteri av sprøytemunnstykker som tillater at polymersammensetningen eller reaktanter for denne kontinuerlig kan mates til rørledningen 50 som beveger seg. Den ekstruderte type polymerbelegg er termoplastharpikser såsom vinylkloridacetatkopolymer; plastifisert vinylklorid; kopolymer av vinylklorid og vinylidenklorid; polyisobutylen; polyvinylacetat og isobutylenisopren også kjent som butylgummi, og kan påføres under oppvarming for å oppnå egnede ekstrusjonsegenskaper og/eller vulkanisering som i den senere type belegg. Der hvor et forberedt termoplastbelegg skal anordnes på overflaten i beleggkappen 314, kan beleggmaterialet være lagret i begge tankene 310 og 312 samtidig. Termoherdende belegg er disse som dannes ved reaksjon mellom to eller flere reaktanter. For slike belegg er de separate reaktanter lagret i separate forsyningstanker såsom 310 og 312. F.eks. kan det foretrukne polyuretanbelegg bli anordnet på rørledningen 50 ved å anvende en serie av konsentrisk anordnede sprøytemunnstykker inne i beleggkappen 314. Polyuretaner blir generelt dannet ved reaksjonen av en polyfunk-sjonell isocyanat-blanding eller polymer med én eller flere polyfunksjonelle amin, karboksyl eller hydroksylreaktanter. When a single polymer coating 510 is to be applied to the pipeline 50, the coating station 314 is used to house a concentric extruder or a battery of spray nozzles that allow the polymer composition or reactants for it to be continuously fed to the moving pipeline 50. The extruded type of polymer coatings are thermoplastic resins such as vinyl chloride acetate copolymer; plasticized vinyl chloride; copolymer of vinyl chloride and vinylidene chloride; polyisobutylene; polyvinyl acetate and isobutylene isoprene also known as butyl rubber, and can be applied under heating to obtain suitable extrusion properties and/or vulcanization as in the later type of coating. Where a prepared thermoplastic coating is to be arranged on the surface in the coating jacket 314, the coating material can be stored in both tanks 310 and 312 at the same time. Thermosetting coatings are those that are formed by reaction between two or more reactants. For such coatings, the separate reactants are stored in separate supply tanks such as 310 and 312. Eg. the preferred polyurethane coating can be applied to the pipeline 50 by using a series of concentrically arranged spray nozzles inside the coating jacket 314. Polyurethanes are generally formed by the reaction of a polyfunctional isocyanate mixture or polymer with one or more polyfunctional amine, carboxyl or hydroxyl reactants.
De sistnevnte hydroksylreaktanter er vanligvis polyester eller polyeterpolyoler. I disse reaksjoner reagerer den ekstremt reaktive isocyanatgruppen -N=C=0 med de funksjonelle grupper til den sistnevnte reaktant. Epoksyharpikskjeder inneholder hydroksylgrupper og blir således ofte tverrbundet med polyfunksjonelle isocyanater. The latter hydroxyl reactants are usually polyester or polyether polyols. In these reactions, the extremely reactive isocyanate group -N=C=0 reacts with the functional groups of the latter reactant. Epoxy resin chains contain hydroxyl groups and are thus often cross-linked with polyfunctional isocyanates.
For epoksyharpikser basert på polyuretaner blir forsy-ningstank 310 brukt til epoksyharpiks og tanken 312 blir brukt for lagring av den polyfunksjonelle isocyanatreaktant. Denne samme deling av reaktantene blir brukt når en polyesterpolyol-reaktant blir brukt for å danne polyuretan. Egnede polyoler er beskrevet i U.S. Patent nr. 3.443.984 (Stewart) og 4.375.498 (Le Minez). For epoxy resins based on polyurethanes, supply tank 310 is used for epoxy resin and tank 312 is used for storage of the polyfunctional isocyanate reactant. This same division of reactants is used when a polyester polyol reactant is used to form polyurethane. Suitable polyols are described in U.S. Pat. Patent Nos. 3,443,984 (Stewart) and 4,375,498 (Le Minez).
Et foretrukket polyuretanbelegg er fremstilt under merke-navnet COUMITE av Joint System Corporation, Houston, Texas, og kan sprøytes på den ytre overflaten av rørledningen 50. Forskjellige inerte mineralfyllstoffer såsom baritter og ferritter blir også blandet inn i belegget sammen med den polyfunksjonelle isocyanat og polyolreaktantene. Den resulterende polyuretan kan ha en på stedet tetthet som ligger i området på omtrent 144 til 3844 kg pr. kubikkmeter, og en kompresjons-styrke som ligger i området 28 til 457 kg pr. kvadratcenti-meter. De to primære reaktanter blir lagret separat i tankene 310 og 312 og blir pumpet gjennom serien av blandetype atomi-seringssprøytemunnstykker 311 (figur 8) montert inne i beleggkappen 314. Disse munnstykker har hver sprøyteleveringskapa-siteter på omtrent 20 kg pr. minutt. Beleggtykkelsesområdet kan variere fra omtrent 0,3 til 20 cm med dette apparatet og dette beleggmateriale. For et belegg på mellom 1,25 og 2,54 cm i tykkelse er setningstiden omtrent 20 til 45 sekunder og polyuretanen er fullstendig herdet i løpet av noen få minutter. A preferred polyurethane coating is manufactured under the trade name COUMITE by Joint System Corporation, Houston, Texas, and can be sprayed onto the outer surface of pipeline 50. Various inert mineral fillers such as barites and ferrites are also mixed into the coating along with the polyfunctional isocyanate and polyol reactants. . The resulting polyurethane may have an in situ density ranging from about 144 to 3844 kg per cubic meter. cubic metres, and a compression strength that is in the range of 28 to 457 kg per square centimetres. The two primary reactants are stored separately in tanks 310 and 312 and are pumped through the series of mixing type atomizing spray nozzles 311 (Figure 8) mounted inside the coating jacket 314. These nozzles each have spray delivery capacities of approximately 20 kg per minute. The coating thickness range can vary from approximately 0.3 to 20 cm with this apparatus and coating material. For a coating between 1.25 and 2.54 cm in thickness, the set time is approximately 20 to 45 seconds and the polyurethane is fully cured within a few minutes.
Når det er ønskelig, kan et første sementbelegg bli på-ført rørledningen 50 som beskrevet ovenfor og så kan serien av sprøytemunnstykker for å påføre et relativt tynt beskyttende belegg av polyuretan være anordnet innenfor den nederste delen av beleggkappen 314. En entringsport 315 kan være installert for reaktantrørene. Egnede reaktantlagringstanker er så installert innenfor skroget 110. Polyuretan kan således bli sprøytet på det hurtigstørknende sementsjiktet for å tilveiebringe et ytre belegg. Det sementbelagte rør forflyttes med en utlegningshastighet på omtrent 2,4 til 9,1 meter pr. minutt som gir tilstrekkelig hviletid for en partiell herdning av sementen før polyuretanen blir påført. Polymerbelegget herd-ner mye hurtigere, på mindre enn ett minutt. Sementen blir således beskyttet fra virkningene av sjøvann slik at den kan fortsette å herdes under de neste 24 til 48 timene når den er nedsenket. When desired, a first cement coating may be applied to the pipeline 50 as described above and then the series of spray nozzles to apply a relatively thin protective coating of polyurethane may be provided within the lower portion of the coating jacket 314. An entry port 315 may be installed for the reactant tubes. Suitable reactant storage tanks are then installed within the hull 110. Polyurethane can thus be sprayed onto the rapid setting cement layer to provide an outer coating. The cement-coated pipe is moved at a laying speed of approximately 2.4 to 9.1 meters per hour. minute which provides sufficient resting time for a partial hardening of the cement before the polyurethane is applied. The polymer coating hardens much faster, in less than a minute. The cement is thus protected from the effects of seawater so that it can continue to harden during the next 24 to 48 hours when it is submerged.
For de ovenfor beskrevne operasjoner blir de med lite volum eksteriøre tanker 310 og 312 forbundet med større lager-containere montert inne i skipsskroget 110. Dertil egnet behandlingsutstyr såsom blandetanker og Banbury-møller kan anvendes for å homogenisere og preparere de forskjellige beleggmaterialer. For the operations described above, the small-volume exterior tanks 310 and 312 are connected to larger storage containers mounted inside the ship's hull 110. Suitable processing equipment such as mixing tanks and Banbury mills can be used to homogenize and prepare the various coating materials.
Belegget 510 er generelt et tykkvegget relativt lite fleksibelt belegg med omtrent 0,3 til 20 cm i tykkelse. For noen rørledninger blir til og med tykkere beleggsjikt brukt. Forskjellige mineraltilleggsstoffer og aggregater såsom baritter, ferritter, alumina, takonitter og metallpellet kan anvendes i beleggene. The coating 510 is generally a thick-walled relatively inflexible coating of approximately 0.3 to 20 cm in thickness. For some pipelines, even thicker coating layers are used. Various mineral additives and aggregates such as barites, ferrites, alumina, taconites and metal pellets can be used in the coatings.
Et bredt spekter av beleggmateriale kan påføres i beleggkappen 314. Både termoplast og termoherdende harpikser er anvendbare. De følgende termoplastharpikser er nyttige for dette formål. Vinylklorid/acetatkopolymer som har en molekylvekt på 20000 til 22000 og som inneholder omtrent 95% vinyl-kloridmonomer kan forberedes og påføres på følgende måte. Kopolymerene kan bli plastifisert eller myknet i en rullemølle og påføres direkte som et belegg under anvendelse av en varme-ekstrusjonsmetode. Et slikt belegg har en kjemisk inertness overfor gummi. Polyvinylklorid (PVC) myknet med et bredt spekter av mykningsmidler kan blandes i en Banbury eller en vanlig gummimølle og bli brukt som et varmekrympbart belegg på rørledningen 50. Myknere såsom tricresylfosfat, dibutylphata-lat, dioktylphatalat, triglycolester og nitrilgummi kan inne-befattes. Forskjellige kopolymerer av vinylklorid og vinyli-denkopolymer kan tilrettelegges i stabil koloidal dispersjon og påført på rørledningen 50. Deretter kan varmeelementet som er installert i beleggkappen 314 varme opp beleggene slik at de kleber sammen. Det beste av disse belegg består av mer enn 85% vinylidenkloridmonomer og er ekstremt resistent for opp-løsninger og er inert overfor salter. Polyamider fremstilt ved reaksjoner av diaminer og dibasiske syder og som vanligvis blir referert til som nylon kan anvendes direkte ved ekstrude-ring ved temperaturer over smeltepunktene (253°C i tilfellet med nylon 66). Slike høye temperaturer er det imidlertid vanskelig å opprettholde i belegningsapparatet 314 og nylon-stoffene blir av økonomiske grunner ikke foretrukket. Diklorostyren/butadienkopolymer, styren/butadienkopolymer og forskjellige polyalkylener såsom polyetylen, polypropylen, polybutylen og polyisobutylen kan anvendes. A wide range of coating material can be applied to the coating jacket 314. Both thermoplastics and thermosetting resins are applicable. The following thermoplastic resins are useful for this purpose. Vinyl chloride/acetate copolymer having a molecular weight of 20,000 to 22,000 and containing about 95% vinyl chloride monomer can be prepared and applied as follows. The copolymers can be plasticized or softened in a roll mill and applied directly as a coating using a heat extrusion method. Such a coating has a chemical inertness towards rubber. Polyvinyl chloride (PVC) softened with a wide range of plasticizers can be mixed in a Banbury or conventional rubber mill and used as a heat shrinkable coating on the pipeline 50. Plasticizers such as tricresyl phosphate, dibutyl phthalate, dioctyl phthalate, triglycol ester and nitrile rubber can be included. Various copolymers of vinyl chloride and vinylidene copolymer can be prepared in stable colloidal dispersion and applied to the pipeline 50. Then the heating element installed in the coating jacket 314 can heat the coatings so that they stick together. The best of these coatings consist of more than 85% vinylidene chloride monomer and are extremely resistant to solutions and are inert to salts. Polyamides produced by reactions of diamines and dibasic acids and which are usually referred to as nylon can be used directly by extrusion at temperatures above their melting points (253°C in the case of nylon 66). However, such high temperatures are difficult to maintain in the coating apparatus 314 and the nylon fabrics are not preferred for economic reasons. Dichlorostyrene/butadiene copolymer, styrene/butadiene copolymer and various polyalkylenes such as polyethylene, polypropylene, polybutylene and polyisobutylene can be used.
Når et beleggmateriale såsom polyalkylen blir brukt ved en økt temperatur i lagertankene 310 og 312, er rørene 316 og When a coating material such as the polyalkylene is used at an elevated temperature in the storage tanks 310 and 312, the tubes 316 and
318 isolert. 318 isolated.
En annen type termoplastbelegg er de syntetiske gummier såsom kopolymer av styren og akrylonitril kjent som nitrilgummi og som phtalatene blir brukt som myknere for. Slik nitrilgummi har blitt brukt i mange år som kabelbelegg og er resistent overfor olje og abrasjon. Butylgummi (GR-I) fremstilt av isobutylen/isoprenkopolymerisasjon kan også anvendes. Disse materialer blir sendt uherdet og blandet med omtrent en vektdel sinkstearat og omtrent en halv vektdel fenylbeta/- naftylamin og er myke nok til å flyte under sin egen vekt. Another type of thermoplastic coating is the synthetic rubbers such as the copolymer of styrene and acrylonitrile known as nitrile rubber and for which the phthalates are used as plasticizers. Such nitrile rubber has been used for many years as a cable coating and is resistant to oil and abrasion. Butyl rubber (GR-I) produced by isobutylene/isoprene copolymerization can also be used. These materials are shipped uncured and mixed with about one part by weight zinc stearate and about one half part by weight phenylbeta/-naphthylamine and are soft enough to flow under their own weight.
Det er ikke nødvendig å kjøre en slik butylgummi gjennom en mastik eller emulsjonsprosess før blandingen. Snarere kan den anordnes direkte i Banbury-møllen som er inneholdt i skroget 110 og bli blandet med egnede myknere og vulkaniseringsmidler. Dersom det er ønskelig kan også et fyllmateriale av tjønnrøk bli anvendt for å øke motstanden mot abrasjon. De forskjellige polysulfidgummier som blir dannet ved kondensasjonsreak-sjonen av organiske dihalider med natriumpolysylfider kan også anvendes. En slik polymer kjent som THIOKOL A har blitt brukt i mange år i sementlagre for å lagre petroleum. Når en poly-sulf idgummi skal anvendes, blir den lagt på rørledningen 50 ved hjelp av en Schori flammeprosess hvorved den blir sprøytet på i en åpen flamme. It is not necessary to run such butyl rubber through a mastic or emulsion process before mixing. Rather, it can be placed directly in the Banbury mill contained in the hull 110 and mixed with suitable plasticizers and vulcanizers. If it is desired, a filler material of barrel smoke can also be used to increase the resistance to abrasion. The various polysulphide gums which are formed by the condensation reaction of organic dihalides with sodium polysulphides can also be used. One such polymer known as THIOKOL A has been used for many years in cement reservoirs to store petroleum. When a polysulphide rubber is to be used, it is placed on the pipeline 50 by means of a Schori flame process whereby it is sprayed on in an open flame.
De termoplastiske harpiksene blir påført ved oppvarmede ekstruderingsteknikker som beskrevet i U.S. Patent nr. 3.216.080 (Norton) og U.S. Patent nr. 4.182.782 (Scheiber). Ekstruderingsrørene er installert inne i beleggkappen 314 sammen med nødvendige oppvarmingsinnretninger slik som vist i det sistnevnte patent. De spesielle polymerbelegg foreslått i disse patenter kan anvendes på rørledningen 50. The thermoplastic resins are applied by heated extrusion techniques as described in U.S. Pat. Patent No. 3,216,080 (Norton) and U.S. Pat. Patent No. 4,182,782 (Scheiber). The extrusion tubes are installed inside the coating jacket 314 together with necessary heating devices as shown in the latter patent. The special polymer coatings proposed in these patents can be used on the pipeline 50.
De termoherdende polymerbelegg som velges for den foreliggende oppfinnelse er tverrbundet epoksyharpikser, polyeste-re og polyuretaner. Polyuretaner foretrekkes. Den polyfunksjonelle isocyanat kan være en av de monomeriske diisocyanater såsom tolylen diisocyanat, difenyl-metan 4,4'-diisocyanat og 3,3'-butolylen, 4,4'-diisocyanat. Diisocyanater med høyere molekylvekt kan dannes ved reaksjonen av tolylendiisocyanat og polybutandiol. En spesielt modifisert epoksyharpiks som ble brukt som et utmerket ytre sjikt i oljebrønnrør er av en type hvor skjellete harpikser ble brukt som tverrbindingsmodifisa-torer. En annen modifisator som også forbedrer fleksibilite-ten og den kjemiske motstanden til epoksyharpikset er den metylbærende fenol og melaminharpikser. Således kan de sistnevnte to typer harpikser anvendes modifisert for epoksyhar-piksene for å frembringe utmerkede beleggmateriale. The thermosetting polymer coatings chosen for the present invention are cross-linked epoxy resins, polyesters and polyurethanes. Polyurethanes are preferred. The polyfunctional isocyanate can be one of the monomeric diisocyanates such as tolylene diisocyanate, diphenylmethane 4,4'-diisocyanate and 3,3'-butolylene, 4,4'-diisocyanate. Diisocyanates with a higher molecular weight can be formed by the reaction of tolylene diisocyanate and polybutanediol. A specially modified epoxy resin that was used as an excellent outer layer in oil well tubing is of a type where scaly resins were used as crosslinking modifiers. Another modifier that also improves the flexibility and chemical resistance of the epoxy resin is the methyl-bearing phenol and melamine resins. Thus, the latter two types of resins can be used modified for the epoxy resins to produce excellent coating materials.
De termoherdende harpikser ble påført generelt ved å sprøyte reaktantene på overflaten til rørledningen 50 fra en serie av blandemunnstykker såsom munnstykke 15, vist i U.S. Patent nr. 4.142.555 (Satake et al). Elektrostatiske beleg-ningsteknikker som beskrevet i U.S. Patent nr. 3.661.624 (Versoy et al) for anvendelse med epoksy (og også vinylharpik-ser) kan bli brukt. Påføringen av flere belegg av polymerer og herdingstrinn som beskrevet i U.S. Patent nr. 4.481.239 (Eckner) kan også bli brukt i et sideområde av rørlednings-belegg. Det spesifikke belegg beskrevet i de ovenfor angitte patenter kan anvendes på rørledningen 50. The thermosetting resins were generally applied by spraying the reactants onto the surface of the conduit 50 from a series of mixing nozzles such as nozzle 15, shown in U.S. Pat. Patent No. 4,142,555 (Satake et al). Electrostatic coating techniques as described in U.S. Pat. Patent No. 3,661,624 (Versoy et al) for use with epoxy (and also vinyl resins) can be used. The application of multiple coatings of polymers and curing steps as described in U.S. Pat. Patent No. 4,481,239 (Eckner) can also be used in a side area of pipeline coating. The specific coating described in the above mentioned patents can be used on the pipeline 50.
Siden mye av arbeidet til rørleggingsfartøyer finner sted på de nordlige breddegrader såsom i Nordsjøen, er det foretrukket å anvende isolerte lagertanker 310 og 312 og isolerte rør eller ledninger 316 og 318. Beleggkappen 314 kan også være utstyrt med en varmekilde 317 for å holde de anvendte materialer i en termoplastisk tilstand før utmatingen av belegget gjennom terminalenden 338. Since much of the work of pipe laying vessels takes place in the northern latitudes such as in the North Sea, it is preferred to use insulated storage tanks 310 and 312 and insulated pipes or conduits 316 and 318. The coating jacket 314 may also be equipped with a heat source 317 to keep the used materials in a thermoplastic state prior to the discharge of the coating through the terminal end 338.
I tilfellet hvor flere belegg skal påføres etter tur på rørledningen, blir de to forsyningstankene 310 og 312 brukt for de separate beleggmaterialer. En andre aksielt adskilt entringsport 315 er anordnet for å forbinde én av de to mate-ledningene 316 eller 318 slik at det andre sjiktet 323 blir avsatt på den ytre overflaten av det første sjiktet 325 snarere enn på den ytre overflaten av rørledningen. F.eks., som vist ovenfor, mater tanken 310 en hurtigstørknende sement til blandeventil 320 ved port 321 som så igjen blir brukt i en ikke-blandende operasjonsmodus og tanken 312 mater en polymer som skal overtrekkes gjennom ledning 318 som er forbundet med port 315. Polymeroversjiktet beskytter så sementsjiktet fra virkningene av sjøvann under den siste herdningsprosessen etter utlegging. Et relativt tynt polymersjikt kan anvendes for dette formål siden dette ikke er funksjonelt nødvendig etter at sementen har herdet. Fler enn to tanker og matelin-jer kan anvendes for å påføre flere belegg av polyuretan og andre syntetiske harpikser av typer vist i U.S. Patent nr. 3.042.545 (Kienle) og 3.420.277 (Ceintrey). Et sementbelegg kan legges på før eller etter ett eller flere harpiksbelegg. In the case where several coatings are to be applied in turn to the pipeline, the two supply tanks 310 and 312 are used for the separate coating materials. A second axially spaced entry port 315 is provided to connect one of the two feed lines 316 or 318 so that the second layer 323 is deposited on the outer surface of the first layer 325 rather than on the outer surface of the pipeline. For example, as shown above, tank 310 feeds a rapid setting cement to mixing valve 320 at port 321 which is then used in a non-mixing mode of operation and tank 312 feeds a polymer to be coated through line 318 which is connected to port 315 The polymer overlay then protects the cement layer from the effects of seawater during the final curing process after laying. A relatively thin polymer layer can be used for this purpose since this is not functionally necessary after the cement has hardened. More than two tanks and feed lines can be used to apply multiple coatings of polyurethane and other synthetic resins of the types shown in U.S. Pat. Patent Nos. 3,042,545 (Kienle) and 3,420,277 (Ceintrey). A cement coating can be applied before or after one or more resin coatings.
Den interne hindring i beleggkappen 314 kan være anordnet enten konsentrisk eller aksielt for å avsette første, andre og tilleggssjikt suksessivt på rørledningen 50 ettersom den beveger seg gjennom belegningsapparatet 30. Slik hindring og inn-gangsport arrangement er er kjent på fagområdet. Innløpsporten 315 er vist aksielt adskilt fra den første porten 321 på figur 3, 4 og 8. Beleggkappen 314 kan også sørge for herding av tidligere pålagte sjikt før påføringen av de etterfølgende sjiktene ved hjelp av interne oppvarmingsinnretninger som herder det tidligere pålagte belegg før den påfølgende sone med ytterligere materialbelegning. Slike apparater 30 for påføring av flere belegg kan sørge for at et stort antall pålagte sjikt på rørledningen 50 når økonomien til en bestemt type arbeid tillater anvendelsen av komplekse beleggkapper 314 og materialer. The internal obstruction in the coating jacket 314 may be arranged either concentrically or axially to deposit first, second and additional layers successively on the pipeline 50 as it moves through the coating apparatus 30. Such an obstruction and entry port arrangement is known in the art. The inlet port 315 is shown axially separated from the first port 321 in figures 3, 4 and 8. The coating jacket 314 can also provide for the hardening of previously applied layers before the application of the subsequent layers by means of internal heating devices which harden the previously applied coating before the subsequent zone with additional material coating. Such multi-coating apparatus 30 may provide a large number of applied layers on the pipeline 50 when the economics of a particular type of work permit the use of complex coating coats 314 and materials.
Dersom det er ønskelig, kan forskjellig lederopplagrings-utstyr (ikke vist) være anordnet ved at de er montert på den aktre seksjonen 116 til skroget 110 for å opplagre lederne 316 og 318. Figur 3 viser også klemmesammenstillingsstøtten 466 for å sikre rørinndragingsklemmesammenstillingen 428 til nivåvindesammenstillingen 412. En bakre posisjonert rørstyresammen-stilling 470 kan også være anordnet på baksiden av klemme-sammenstillingen 428. En hjelperørklemmesammenstilling 472 kan også være anordnet dersom dette er ønskelig som vist på figur 4. Figur 3 viser også en adgangsstige 474 som også kan være anordnet langs hele lengden av nivåvindesammenstillingen 412 for å sørge for adgang til rørbehandlingsutstyret 460 såvel som belegningsapparatet 30. If desired, various conductor storage equipment (not shown) may be provided by being mounted on the aft section 116 of the hull 110 to store the conductors 316 and 318. Figure 3 also shows the clamp assembly support 466 for securing the pipe retractor clamp assembly 428 to the level winding assembly 412. A rear positioned pipe guide assembly 470 can also be arranged on the back of the clamp assembly 428. An auxiliary pipe clamp assembly 472 can also be arranged if this is desired as shown in Figure 4. Figure 3 also shows an access ladder 474 which can also be arranged along the entire length of the level winding assembly 412 to provide access to the pipe processing equipment 460 as well as the coating apparatus 30.
Figurene 5 og 6 viser et trommelfartøy i form av en rør-leggingslekter, generelt benevnt 60, som er utformet til å bære et hovedrøropprullingstrommelsystem 70 og rørbehandlings-ut styr, generelt benevnt 80, sammen med rørbelegningsapparat, generelt benevnt 90 anordnet i nærheten av akterenden av far-tøyet. Lekteren 60 er den som er vist i U.S. Patent nr. 3.712.100 (Key et al). Figures 5 and 6 show a drum vessel in the form of a pipe laying barge, generally designated 60, which is designed to carry a main pipe reeling drum system 70 and pipe processing equipment, generally designated 80, together with pipe coating apparatus, generally designated 90 located near the stern end of the father cloth. The barge 60 is the one shown in the U.S. Patent No. 3,712,100 (Key et al).
Den horisontalt anordnede hovedtrommel 710 har en nedre flens 712 og en toppflens 714 hvorimellom en konisk formet spole 716 er anordnet for lagringen av en serie viklinger 718 av en relativt lite fleksibel rørledning 52. Hovedtrommelen 710 er roterbart montert på et lagersystem anordnet i den bakre seksjon 610 nær baugen 612. Hoveddekket 614 har også en midtseksjon 616 hvorpå rørbehandlingsutstyret 80 er fastgjort. Rørbelegningsapparatet 90 er anordnet på akterseksjonen 618. Skroget 620 er i form av en flat lekter med en skråttstilt rampe 622 anordnet i akterseksjonen 618 slik det best fremgår av figur 5. The horizontally arranged main drum 710 has a lower flange 712 and a top flange 714 between which a conical shaped coil 716 is arranged for the storage of a series of windings 718 of a relatively inflexible pipeline 52. The main drum 710 is rotatably mounted on a storage system arranged in the rear section 610 near the bow 612. The main deck 614 also has a center section 616 to which the pipe processing equipment 80 is attached. The pipe coating apparatus 90 is arranged on the aft section 618. The hull 620 is in the form of a flat barge with an inclined ramp 622 arranged in the aft section 618 as can best be seen in Figure 5.
Rørbehandlingsapparatet 80 består av en rørrettesko 810, en andre retteinnretning 812 og en hjelperettesko 814. De to sistnevnte retteelementer er anordnet på basissammenstillingen 818. The pipe processing apparatus 80 consists of a pipe straightening shoe 810, a second straightening device 812 and an auxiliary straightening shoe 814. The two latter straightening elements are arranged on the base assembly 818.
Sammenstillingsrette eller -bøyesystemet 816 som er dannet av bøyeverktøyene 810, 812 og 814 er montert på en serie av dekkstolper 622, 624, 626, 628, 630 og 632, og rørbehand-lingsapparatet 80 har en nivåvindebasissammenstilling 818 som kan forskyves vertikalt på stolpene 626 til 632. Bøyeverk-tøyet 810 er festet til den bakre enden av basissammenstillingen 818 og kan også flyttes vertikalt langs stolpene 622 og 624 som vist på figur 5. Den vertikale bevegelsen til bøye-verktøyet 810 og basiselementet 818 er tilveiebragt for nivå-vinding av rørbehandlingsutstyret slik at dette er på det samme nivået som en bestemt vikling av rørledningen som blir avrullet fra den horisontale hovedtrommel 70. Den vertikale bevegelseskraften kan tilveiebringes av egnede innretninger The assembly straightening or bending system 816 formed by the bending tools 810, 812 and 814 is mounted on a series of deck posts 622, 624, 626, 628, 630 and 632, and the pipe handling apparatus 80 has a level winding base assembly 818 which can be shifted vertically on the posts 626 to 632. The bending tool 810 is attached to the rear end of the base assembly 818 and can also be moved vertically along the posts 622 and 624 as shown in Figure 5. The vertical movement of the bending tool 810 and the base member 818 is provided for leveling of the pipe processing equipment so that this is at the same level as a particular winding of the pipeline being unwound from the horizontal main drum 70. The vertical movement force can be provided by suitable devices
såsom et hydraulisk system vist skjematisk som 820. such as a hydraulic system shown schematically as 820.
Som vist på figur 6, har monteringsstolpene for basissammenstillingen 818 både styrbord og babord tilpassede stolper. En strekkesammenstilling 822 er også montert på basissammenstillingen 818. Bøye- eller retteverktøyene 810, 812 og 814, såvel som strekkeinnretningen 822 arbeider som beskrevet i U.S. Patent nr. 3.712.100. Det er også montert styrestenger 634 og 636 for å sørge for styring av rørledningen 52 ettersom den beveges mot akterseksjonen 618 fra strekkeinnretningen 822. Rørledningen passerer så gjennom en beleggkappe 910 som er montert på fotelementer 912 og 914. Som på figurene 1-4, omfatter rørbelegningsapparatet 90 to eller flere lagertanker 916 og 918 som er forbundet via ledninger 920 og 922 til en blandeinnretningen 924. Den belagte rørledning 512 sendes så ut fra akterenden av beleggkappen 910. Som igjen på figurene 1-4, er egnede pumpemekanismer 926 og 928 anordnet i forbin-delse med strømmen av beleggmaterialer fra begge tankene 916 og 918. De samme typer beleggmaterialer blir brukt i denne utførelse av rørleggingslekteren som ved fartøyet vist på figurene 1 - 4. As shown in Figure 6, the mounting posts for the base assembly 818 have both starboard and port matching posts. A stretching assembly 822 is also mounted on the base assembly 818. The bending or straightening tools 810, 812 and 814, as well as the stretching device 822 operate as described in U.S. Pat. Patent No. 3,712,100. Guide rods 634 and 636 are also fitted to provide control of the pipeline 52 as it is moved towards the aft section 618 from the tensioning device 822. The pipeline then passes through a coating jacket 910 which is mounted on foot members 912 and 914. As in Figures 1-4, comprising the pipe coating apparatus 90 two or more storage tanks 916 and 918 which are connected via lines 920 and 922 to a mixing device 924. The coated pipeline 512 is then sent out from the aft end of the coating jacket 910. As again in Figures 1-4, suitable pumping mechanisms 926 and 928 are arranged in connection with the flow of coating materials from both tanks 916 and 918. The same types of coating materials are used in this embodiment of the pipe-laying barge as with the vessel shown in figures 1 - 4.
Som vist på figur 6, er trommelen 710 montert med et nav 718 på dekket av lekteren 620. Retteverktøyet 810 er også montert med en bue 824 som sørger for kontakt med rørledningen når denne er avrullet fra en posisjon nær navet 718 som vist ved avrullingsbanen 514 og også når den er avrullet fra den lengst ytterste posisjonen som vist med avrullingsbanen 516 såvel som mellombaneposisjonene 518. As shown in Figure 6, the drum 710 is mounted with a hub 718 on the deck of the barge 620. The straightening tool 810 is also mounted with an arc 824 which ensures contact with the pipeline when it is unrolled from a position near the hub 718 as shown by the unroll path 514 and also when it is unrolled from the furthest outermost position as shown by the unrolling path 516 as well as the intermediate path positions 518.
Når det påføres belegg av termoplastmateriale såsom polypropylen, blir fortrinnsvis oppvarmingsinnretninger anvendt i lagertankene og forsyningstankene såvel som forsyningslinjene 316 og 318 til fartøyet 10 og linjer 920 og 922 til fartøy 60. Varme kan også påtrykkes fronten eller den øvre enden av beleggkappene 314 og 910 respektivt; for å sikre avsetning av et kontinuerlig belegg om rørledningen. Dersom det er ønskelig kan også akter- eller bunnseksjonen av kappene være utstyrt med kjøleinnretninger for å medvirke i termoherdingen av det avsatte beleggmaterialet. Konvensjonelle kjølespoler eller en innkapslet kjølevæske kan anvendes for dette formål. When coatings of thermoplastic material such as polypropylene are applied, heating devices are preferably used in the storage tanks and supply tanks as well as supply lines 316 and 318 to vessel 10 and lines 920 and 922 to vessel 60. Heat may also be applied to the front or upper end of coating jackets 314 and 910 respectively. ; to ensure the deposition of a continuous coating around the pipeline. If desired, the aft or bottom section of the casings can also be equipped with cooling devices to assist in the thermosetting of the deposited coating material. Conventional cooling coils or an encapsulated coolant can be used for this purpose.
Belegginnretningen i apparat 30 og 90 kan være utstyrt med manuelt styrte blandeventiler eller innretninger 320 og 924 som vist eller med automatisk drevne innretninger. The coating device in apparatus 30 and 90 can be equipped with manually controlled mixing valves or devices 320 and 924 as shown or with automatically operated devices.
Dersom det er ønskelig, kan et portabelt trommelsystem såsom vist i U.S. Patent nr. 3.855.835 og 4.157.023 (Tisdale et al); 4.260.287 (Uyeda et al) og 4.234.345 (Cha et al) bli brukt under opprulling eller avrulling av rørledningen i den foreliggende oppfinnelse. Anvendelsen av portabel trommel og belegginnretning tillater at et bredt spekter av fartøyer kan anvendes i samband med den foreliggende oppfinnelse siden slike portabilitetegenskaper kan anvendes med ship-formede fartøyer som inkluderer servicebåter og taubåter, lektere og forskjellige halvnedsenkbare fartøyer slike som beskrevet i U.S. Patent 3.685.305 og 3.705.596 (Lloyd); 3.924.415 og 4.232.625 (Gorene et al). If desired, a portable drum system as shown in U.S. Patent Nos. 3,855,835 and 4,157,023 (Tisdale et al); 4,260,287 (Uyeda et al) and 4,234,345 (Cha et al) be used during coiling or uncoiling of the pipeline of the present invention. The use of a portable drum and coating device allows a wide range of vessels to be used in connection with the present invention since such portability features can be used with ship-shaped vessels that include service boats and tugboats, barges and various semi-submersible vessels such as those described in U.S. Pat. Patents 3,685,305 and 3,705,596 (Lloyd); 3,924,415 and 4,232,625 (Gorene et al).
Et automatisert beleggstyresystem 1002 er vist på figur 7 og dette arbeide på basis av data som blir innmatet og blir kontinuerlig eller periodisk overvåket og matet inn i en sent-ral behandlingsenhet 1006. Datamaskinprogrammer med opera-sjonsalgoritmer er lagret i den sentrale behandlingsenhet for å kunne effektuere gitte utgangssignaler for forskjellige inn-gangstilstander 1004. Programmene kan endres for å tilveiebringe forskjellige operasjonsinstruksjoner for forskjellige typer beleggmaterialer og for diametre av rørledningen. En manuelt styrt blokk 1008 med opphevelsesegenskaper blir også brukt i den sentrale behandlingsenhet. En kontinuerlig ut-lesningsenhet 1010 er også integrert i dette systemet. An automated coating management system 1002 is shown in Figure 7 and this works on the basis of data that is fed in and is continuously or periodically monitored and fed into a central processing unit 1006. Computer programs with operating algorithms are stored in the central processing unit in order to effecting given output signals for different input conditions 1004. The programs may be modified to provide different operating instructions for different types of coating materials and for diameters of the pipeline. A manually controlled block 1008 with override capabilities is also used in the central processing unit. A continuous readout unit 1010 is also integrated into this system.
Utgangssignalene fra det automatiske styresystemet 1002 blir brukt til å drive fartøyet, avspole rørledningen og belegge denne. The output signals from the automatic control system 1002 are used to drive the vessel, unwind the pipeline and coat it.
Inngangsdata blir samlet for: (1) sjøstatus, blokk 1012, (2) fartøybevegelse, blokk 1014, (3) rørledningsomkrets, blokk 1016, og (4) beleggvariable, blokk 1018. Data som oppsamles vedrørende sjøstatusen er den momentane hastighet, bølgehøyde, frekvens og retning og periodisitet til sjøstrømmer. Fartøy-bevegelsesdata innebefatter hastighet, bevegelsesretning og vinklene og frekvensen til stampingen i form av helning, rul-ling og stigning. Dataene vedrørende rørledningsomkretsen innbefatter utlegningshastigheten, entringsvinkel og fleksi-bilitetsmodul. Beleggvariablene som kontinuerlig blir overvåket er pumpeforsyningshastigheten, herdingstid og varmeinn-mating og ekstraheringen til belegningsapparatet. Input data is collected for: (1) sea status, block 1012, (2) vessel movement, block 1014, (3) pipeline perimeter, block 1016, and (4) occupancy variables, block 1018. Data collected regarding the sea status is the instantaneous speed, wave height, frequency and direction and periodicity of sea currents. Vessel movement data includes speed, direction of movement and the angles and frequency of pitching, rolling and pitching. The data regarding the pipeline circumference includes the laying speed, entry angle and flexibility modulus. The coating variables that are continuously monitored are the pump supply rate, curing time and heat input and extraction to the coating apparatus.
Utgangssignalene blir brukt for å styre fartøyoperasjone-ne, blokk 1020, ved å fremskaffe stabilitetskompensasjon såsom ved å styre ballastvannet som tilføres eller fjernes fra skroget; propell- og rorkontroll og dynamisk posisjonering ved The output signals are used to control the vessel operations, block 1020, by providing stability compensation such as by controlling the ballast water supplied to or removed from the hull; propeller and rudder control and dynamic positioning by
hjelp av sidetrykkpropellene 122 og 126. using the side pressure propellers 122 and 126.
Utlegningshastigheten for rørledningen kan styres ved operasjonen av trommelen og driften, blokk 1024, og således blir avspolingshastigheten, blokk 1022, styrt. Beleggopera-sjonene, blokk 1024, kan styres ved anvendelse av utgangssignalene for å styre pumpeoperasjonene og flyten av beleggkappen. Operasjonene til blandeinnretningene og oppvarmings- og avkjølingsfunksjonene på beleggkappen kan også styres på lignende måte. The laying rate of the pipeline can be controlled by the operation of the drum and drift, block 1024, and thus the unwinding rate, block 1022, is controlled. The coating operations, block 1024, can be controlled using the output signals to control the pumping operations and the flow of the coating jacket. The operations of the mixing devices and the heating and cooling functions of the coating jacket can also be controlled in a similar manner.
Beleggkappene 314 og 910 som er vist her er utstyrt med en fjernbar innsettingskrage som er utformet til å akseptere en bestemt diameter av rørledningen som blir belagt. Akterenden av beleggkappen er så utstyrt med en krage for å hjelpe til ved støpningen og avslutningsbearbeidelsen av den belagte overflate. Som vist ovenfor, kan forskjellige oppvarmings- og kjøleinnret-ninger også bli brukt ved driften av beleggkappen. The coating jackets 314 and 910 shown here are equipped with a removable insert collar designed to accept a specific diameter of the pipeline being coated. The aft end of the coating jacket is then fitted with a collar to aid in the casting and finishing of the coated surface. As shown above, various heating and cooling devices can also be used in the operation of the coating jacket.
Det som er beskrevet i patentskriftene som det er referert til ovenfor er herved innlemmet som referanse. What is described in the patent documents referred to above is hereby incorporated by reference.
Oppfinnelsen kan utføres på andre spesielle måter uten at hovedidéen eller essensielle egenskaper forlates. De beskrevne utførelser skal derfor i all respekt bare ansees som illu-strative og ikke begrensende, og rammen for oppfinnelsen er angitt i de etterfølgende patentkrav snarere enn av den fore-gående beskrivelse, og alle endringer som ligger innenfor rammen eller er ekvivalente med kravene må derfor ansees å være dekket av disse. The invention can be carried out in other special ways without abandoning the main idea or essential characteristics. The described embodiments are therefore, in all respect, to be regarded as illustrative and not restrictive, and the scope of the invention is indicated in the subsequent patent claims rather than in the preceding description, and all changes that lie within the scope or are equivalent to the claims must therefore considered to be covered by these.
Claims (24)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO875203A NO171895C (en) | 1987-12-14 | 1987-12-14 | DRUM PIPE VESSEL, WEIGHTING APPLIANCE FOR USING SUCH VESSEL, AND PROCEDURE FOR PIPING PIPE |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO875203A NO171895C (en) | 1987-12-14 | 1987-12-14 | DRUM PIPE VESSEL, WEIGHTING APPLIANCE FOR USING SUCH VESSEL, AND PROCEDURE FOR PIPING PIPE |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO875203D0 NO875203D0 (en) | 1987-12-14 |
| NO875203L NO875203L (en) | 1989-06-15 |
| NO171895B true NO171895B (en) | 1993-02-08 |
| NO171895C NO171895C (en) | 1993-05-19 |
Family
ID=19890466
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO875203A NO171895C (en) | 1987-12-14 | 1987-12-14 | DRUM PIPE VESSEL, WEIGHTING APPLIANCE FOR USING SUCH VESSEL, AND PROCEDURE FOR PIPING PIPE |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO171895C (en) |
-
1987
- 1987-12-14 NO NO875203A patent/NO171895C/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO171895C (en) | 1993-05-19 |
| NO875203L (en) | 1989-06-15 |
| NO875203D0 (en) | 1987-12-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4721410A (en) | Reel pipe coating and laying vessel and process | |
| US4744842A (en) | Method of making a coated pipeline | |
| US6042303A (en) | Riser system for sub sea wells and method of operation | |
| KR101582393B1 (en) | MARINE MOUNTING PROVIDED WITH A DEVICE FOR STORING AND GUIDING HOSES, and METHOD OF TRANSFERRING A LIQUID OR GASEOUS PETROLEUM FLUID | |
| US5939145A (en) | Coated pipes and methods of making them | |
| KR101605593B1 (en) | Device for transferring fluid from a marine mounting | |
| US3740958A (en) | Method of fabricating and installing a submergible pipeline | |
| EP2867572B1 (en) | Lining of pipelines to offshore installations | |
| AU2005299054B2 (en) | Process, system and equipment for the towing of underwater pipelines | |
| EP1104524A1 (en) | System for controlled lowering of a tube or cable | |
| NO135928B (en) | ||
| JPS62147186A (en) | Method of launching large-sized pipeline | |
| US4130076A (en) | Single point mooring apparatus | |
| NO147868B (en) | ANCHORING AND TRANSFER STATION. | |
| EP3215774B1 (en) | Method for automatically measuring times of various operations in floating vessel pipe deployment | |
| US6776559B1 (en) | Method and apparatus for deploying a communications cable below the surface of a body of water | |
| US6004071A (en) | Methods of installing elongate underwater structures | |
| US5294396A (en) | Method of makikng anode protector | |
| NO336019B1 (en) | Installation for the production of coiled, rigid, tubular wires | |
| EP1022501A1 (en) | Marine pipeline installation method and apparatus | |
| NO171895B (en) | DRUM PIPE VESSEL, WEIGHTING APPLIANCE FOR USE OF SUCH VESSEL, AND PROCEDURE FOR PIPING PIPE | |
| EP0906217B1 (en) | Dual function mooring lines for storage vessel | |
| CN104105919A (en) | Rotational moulding method | |
| US4421437A (en) | Corrugated buckle arrestor | |
| CA1304221C (en) | Reel pipe coating and laying vessel and process |