NO174663B

NO174663B - Mooring device and method for installing a deep-water drawbar platform

Info

Publication number: NO174663B
Application number: NO884428A
Authority: NO
Inventors: Andrew F Hunter
Original assignee: Conoco Inc
Priority date: 1987-10-06
Filing date: 1988-10-05
Publication date: 1994-03-07
Also published as: NO884428D0; NO174663C; NO884428L

Description

Oppfinnelsen angår et kontinuerlig strekkstag for fortøyning av en strekkstagplattform samt en fremgangsmåte ved fortøyning av en strekkstagplattform, ifølge kravinnledningene. The invention relates to a continuous tie rod for mooring a tie rod platform as well as a method for mooring a tie rod platform, according to the preamble to the requirements.

Med den gradvise uttømming av reservoarer både på land og i grunne undersjøiske områder, er søkingen etter flere petroleumsforekomster blitt utvidet til stadig dypere vann på de ytterste kontinentalsokler. Etter hvert som slike dypere forekomster oppdages, blir det utviklet stadig mer kompliserte produksjonssystemer. Det er beregnet at det snart vil være behov for utvinnings- og produksjonsutstyr for søking offshore på dypder på 2000 meter eller mer. Da bunnforankrede konstruksjoner vanligvis er begrenset til vanndybder omkring 500 meter eller mindre på grunn av konstruksjonens størrelse, blir det utviklet andre såkalte ettergivende konstruksjoner. With the gradual depletion of reservoirs both on land and in shallow underwater areas, the search for more petroleum deposits has been extended to ever deeper waters on the outermost continental shelves. As such deeper deposits are discovered, increasingly complex production systems are developed. It is estimated that there will soon be a need for extraction and production equipment for offshore exploration at depths of 2,000 meters or more. As bottom-anchored structures are usually limited to water depths of around 500 meters or less due to the size of the structure, other so-called yielding structures are being developed.

En type ettergivende konstruksjon som har fått stor oppmerksomhet, er den strekkstagplattformen (TLP). En TLP omfatter en halvt nedsenkbar flytende plattform forankret til pælede fundamenter på sjøbunnen via i det vesentlige vertikale elementer eller fortøyningsliner eller strekkstag. Strekkstagene holdes konstant i strekk ved at plattformens oppdrift overskrider driftsvekten under alle miljøforhold. TLP-plattformen blir ettergivende hindret av dette fortøyningssystem mot sideforskyv-ninger, men tillater begrenset skrensning, svaiing og giring. Bevegelser i vertikalretningen såsom hiving, stamping og rulling blir helt hindret av strekkstagene. One type of resilient construction that has received a lot of attention is the tension strut platform (TLP). A TLP comprises a semi-submersible floating platform anchored to piled foundations on the seabed via essentially vertical elements or mooring lines or tension rods. The tension rods are kept in constant tension by the fact that the platform's buoyancy exceeds the operating weight under all environmental conditions. The TLP platform is yieldingly prevented by this mooring system against lateral displacements, but allows limited heeling, swaying and yawing. Movements in the vertical direction such as lifting, stamping and rolling are completely prevented by the tie rods.

Tidligere TLP-plattformer har brukt tykkveggede stålrør som fortøyningselementer. Disse fortøyningselementer omfatter generelt flere sammenkoplede korte, rør med tykke vegger som blir sammensatt del for del innenfor hjørnesøyler i TLP-plattformen og således gradvis forlenget gjennom vannet til en bunnfun-damentert forankringskonstruksjon. Disse strekkstag utgjør en betydelig vekt i forhold til plattformen som må overvinnes av den plattformens oppdrift. Som et eksempel bruker verdens første, og til dato den eneste kommersielle strekkforankringsplattform installert i den britiske del av Nordsjøen, flere rørforbindelser med en lengde på 10 meter og en ytterdiameter på 25 cm og som har et langsgående hull på vel 7 cm. Strekkstagene som er sammensatt av disse skjøter har en vekt i vannet på omtrent 300 kg/m. På den vel 160 m's dybde som denne plattform er installert, må den store vekt av 16 slike forankringer overvinnes av den plattformens oppdrift. Det følger derfor at, med de stadig lengre for-tøyningselementer som krever for å installere en TLP på dypere vann, må en flytende konstruksjon som har tilstrekkelig oppdrift for å overvinne disse svære tyngder, være så stor at den blir uøkonomisk. Videre utstyret for installering og gjenvinning av de lange, tunge strekkstag legge en enda større vekt, kostnad og kompleksitet til TLP-utstyret. Flottører kan festes til stagene, men deres pålitelighet over tid er tvilsom. Videre vil den ekstra oppdrift forårsake en økning av de hydrodynamiske krefter som virker mot stagkonstruksjonen. Previous TLP platforms have used thick-walled steel pipes as mooring elements. These mooring elements generally comprise several interconnected short, thick-walled tubes which are assembled part by part within corner columns in the TLP platform and thus gradually extended through the water to a bottom-founded anchoring structure. These tie rods constitute a significant weight in relation to the platform which must be overcome by that platform's buoyancy. As an example, the world's first, and to date the only commercial tension anchoring platform installed in the British part of the North Sea, uses several pipe connections with a length of 10 meters and an outer diameter of 25 cm and which has a longitudinal hole of about 7 cm. The tension rods that are composed of these joints have a weight in the water of approximately 300 kg/m. At the 160 m depth at which this platform is installed, the great weight of 16 such anchorages must be overcome by the platform's buoyancy. It therefore follows that, with the increasingly longer mooring elements required to install a TLP in deeper water, a floating structure that has sufficient buoyancy to overcome these heavy weights must be so large as to be uneconomical. Furthermore, the equipment for installing and recovering the long, heavy tie rods add even greater weight, cost and complexity to the TLP equipment. Floats can be attached to the struts, but their reliability over time is questionable. Furthermore, the additional buoyancy will cause an increase in the hydrodynamic forces acting against the strut structure.

I tillegg til problemene med den økte vekt, kommer også de ekstra kostnader og problemene med håndteringen og sammenset-ningen av slike strekkstag. For eksempel må et komplisert nedsenknings- og innspenningsutstyr frembringes i hver hjørne-søyle i den flytende konstruksjon for å sammenstille, strekke og gjenvinne hvert strekkstag i det respektive hjørne. In addition to the problems with the increased weight, there are also the additional costs and problems with the handling and assembly of such tension rods. For example, a complicated lowering and tensioning equipment must be provided in each corner column of the floating structure to assemble, stretch and recover each tension member in the respective corner.

Dessuten må en fleksibel skjøt frembringes når strekkstagene er kommet i stilling for å oppta sideveis bevegelse mellom plattformen og forankringen. En typisk konstruksjon av denne type er en tverrbærer slik som beskrevet i US 4 391 554. In addition, a flexible joint must be produced when the tie rods are in position to accommodate lateral movement between the platform and the anchorage. A typical construction of this type is a cross beam as described in US 4,391,554.

En anordning må også frembringes i den nedre ende av strekkstagene for å kople disse til fundamenteringsankrene. De fleste slike ankertilkoplinger er av innsetningstypen som beskrevet i US 4 611 953, 4 459 993 og 4 439 055. Disse sammen-satte konstruksjoner omfatter en elastisk lagersammenstilling og en eller annen form for mekanisk lås som aktiveres ved hjelp av fjærer og/eller hydrauliske krefter. Naturligvis må kompleksi-teten, kostnaden, og mulighet for feil ved slike konstruksjoner, komme i betraktning. En annen type forankringstilkopling som har vært foreslått men aldri blitt brukt, er beskrevet i GB 1 604 358. I dette patent inkluderer vaier-forankringene forstørrede endedeler som koples til forankringsanordninger ved hjelp av en kjetting fra siden og en løkke. A device must also be provided at the lower end of the tie rods to connect these to the foundation anchors. Most such anchor connections are of the insertion type as described in US 4,611,953, 4,459,993 and 4,439,055. These composite designs include a resilient bearing assembly and some form of mechanical lock actuated by means of springs and/or hydraulic forces. Naturally, the complexity, the cost, and the possibility of errors in such constructions must be taken into account. Another type of anchor connection which has been proposed but never used is described in GB 1 604 358. In this patent the wire anchors include enlarged end members which are connected to anchor devices by means of a chain from the side and a loop.

Ifølge oppfinnelsen er det tilveiebrakt en fremgangsmåte og en innretning som tilfredsstiller de ovenfor nevnte mål og som er definert med de i kravene anførte trekk. Oppfinnelsens formål, ulike trekk, egenskaper og fordeler med oppfinnelsen vil fremgå av den etterfølgende detaljerte beskrivelse sammen med tegningen hvor figur 1 viser et sideriss av en TLP, figur 2A-F er skjematiske riss som viser fremgangsmåten for trinnvis installering av ett eller flere strekkstag på TLP, figur 3 er et skjematisk riss av et mel-lomtrinn ved installering av den øverste del av staget under installeringsprosessen vist på figur 2A-F, figur 4 er et topplanriss av en av de øvre festeanordninger for staget med staget på plass, figur 5 er et sideriss, delvis i snitt, av toppstagtilkoplingen og sidefesteanordningen, vist på figur 4, figur 6 er et isometrisk riss av en fundamenteringsmal med forankringsfesteanordningene for staget, figur 7A-7C viser trinnvis fremgangsmåten for innføring og feste av stagets nedre del ved installering av strekkstagene, figur 8 er et sideriss, delvis i snitt, som viser en av bunnfesteanordningene for staget med den forstørrede bunndel av et stag ferdig installert, og figur 9 er et skjematisk planriss av et strekkstag som viser endetilkoplingene ved uttauing av stagene. According to the invention, a method and a device have been provided which satisfy the above-mentioned objectives and which are defined by the features stated in the claims. The purpose of the invention, various features, properties and advantages of the invention will be apparent from the following detailed description together with the drawing where figure 1 shows a side view of a TLP, figures 2A-F are schematic drawings showing the method for step-by-step installation of one or more tension rods on TLP, Figure 3 is a schematic view of an intermediate step in installing the upper portion of the strut during the installation process shown in Figures 2A-F, Figure 4 is a top plan view of one of the upper fasteners for the strut with the strut in place, Figure 5 is a side view, partially in section, of the top strut connection and side attachment device, shown in Figure 4, Figure 6 is an isometric view of a foundation template with the anchoring fasteners for the strut, Figures 7A-7C show step by step the procedure for inserting and attaching the lower part of the strut when installing the tension struts, figure 8 is a side view, partly in section, showing one of the bottom fixing devices for the strut with the enlarged bottom part of a s tag fully installed, and Figure 9 is a schematic plan view of a tension rod showing the end connections when unmooring the rods.

Tegningen viser foretrukne utførelser av oppfinnelsen som ikke begrenser denne. Figur 1 viser en TLP 20 i samsvar med oppfinnelsen. TLP 20 er installert på vannet 22 med en overflate 24 og en bunn 26. TLP 20 omfatter en halvt nedsenkbar konstruksjon 28 som flyter på overflaten 24 av sjøvannet 22. The drawing shows preferred embodiments of the invention which do not limit it. Figure 1 shows a TLP 20 in accordance with the invention. The TLP 20 is installed on the water 22 with a surface 24 and a bottom 26. The TLP 20 comprises a semi-submersible structure 28 which floats on the surface 24 of the sea water 22.

Den flytende konstruksjon 28 omfatter generelt et antall vertikale, sylindriske søyler 30 som er sammenkoplet under overflaten 24 av flere horisontalt anbrakte pongtonger 32. I den foretrukne konstruksjon som er vist, omfatter ' den flytende konstruksjon 28 fire sylindriske søyler 30 sammenkoplet av fire pongtonger 32 av samme lengde, på en i det vesentlige kvadratisk måte, sett i planet. Det vil fremgå at andre former er mulig, inkludert forskjellige former av pongtonger og søylene og at antallet søyler kan variere fra tre til åtte eller flere uten at det generelle konsept for en halvt nedsenkbar konstruksjon passende for bruk i en TLP, fravikes. The floating structure 28 generally comprises a number of vertical cylindrical columns 30 which are interconnected below the surface 24 by several horizontally positioned pontoons 32. In the preferred construction shown, the floating structure 28 comprises four cylindrical columns 30 interconnected by four pontoons 32 of the same length, in an essentially square fashion, viewed in the plane. It will be appreciated that other forms are possible, including different forms of pontoons and the columns and that the number of columns can vary from three to eight or more without deviating from the general concept of a semi-submersible structure suitable for use in a TLP.

En dekkoppbygging 34 er anbragt på og spenner over toppen av de vertikale, sylindriske søyler 30 og kan omfatte flere dekknivå etter behov for å bære ønsket utstyr, slik som brønnhoder for hydrokarbonproduksjon, stigerørsutstyr, bore-og/eller arbeidsutstyr, boliger, landingsplass for helikopter A deck structure 34 is placed on and spans the top of the vertical, cylindrical columns 30 and can include several deck levels as needed to carry the desired equipment, such as wellheads for hydrocarbon production, riser equipment, drilling and/or work equipment, housing, helicopter landing pad

o.l., alt etter behov ifølge den enkelte installasjon. etc., as needed according to the individual installation.

En fundamenteringsmal 36 er anbragt på bunnen 26 av sjøen 22 og forsynt med flere forankringspæler 38 mottatt i pæleføringer 39 og som strekker seg inn i den undergrunnen 40 under sjøbunnen 26. Fundamenteringsmalen omfatter flere sidefes-teanordninger 42 for stagene, plassert i hjørnene av malen 36 og anbragt ved hjelp av pæleføringer 39. Malen 36 kan inkludere ekstra anordninger slik som boreåpninger for boring og produksjon av hydrokarboner, undersjøiske lagringstanker, o.l. A foundation template 36 is placed on the bottom 26 of the sea 22 and provided with several anchoring piles 38 received in pile guides 39 and which extend into the subsoil 40 below the seabed 26. The foundation template includes several lateral attachment devices 42 for the stays, placed in the corners of the template 36 and placed by means of pile guides 39. The template 36 can include additional devices such as boreholes for drilling and production of hydrocarbons, underwater storage tanks, etc.

Den halvt nedsenkbare flytende konstruksjon 28 er fortøyet over fundamenteringsmalen 36 ved hjelp av flere strekkstag 44 som strekker seg fra den flytende konstruksjons hjørner 28 til hjørnene i fundamenteringsmalen 36. Hvert strekkstag 44 omfatter et strekkstag 46 som er festet øverst til et stag med sideinngang eller fortøyningsanordninger 48 plassert på ytterflaten av de vertikale, sylindriske søyler 30 for den flytende konstruksjon 28 og koplet nederst i en av stagfes-teanordningenes 42 sideinngang, plassert på fundamenteringsmalen 36. The semi-submersible floating structure 28 is moored above the foundation template 36 by means of several tension rods 44 that extend from the floating structure corners 28 to the corners of the foundation template 36. Each tension rod 44 comprises a tension rod 46 which is attached at the top to a side entry strut or mooring devices 48 placed on the outer surface of the vertical, cylindrical columns 30 for the floating structure 28 and connected at the bottom in one of the strut fastening devices 42 side entrance, placed on the foundation template 36.

Strekkstagene 46 omfatter en hel tynnvegget rørdel 50 (figur 9) med mindre diameter, tykkveggede øvre og nedre stagkoplingsdeler 52, 54 som er respektivt sammenkoplet med den midtre del 50 ved hjelp av øvre og nedre avsmalnende deler 56, 58. Den øvre stagkoplingsdel 52 inkluderer en forstørret øvre elastisk kopling 60 som kan justerbart anbringes langs lengden av den øvre stagkoplingsdel 52 f.eks. ved hjelp av skruegjenger eller på annen måte som senere vil bli beskrevet. På denne måte kan stagets 46 effektive lengde justeres. På liknende måte inkluderer den nedre stagkoplingsdel 54 en forstørret nedre fleksibel kopling 62 på et fast sted ved den nedre ende av den nedre stagkoplingsdel 54 som likeledes vil bli beskrevet heretter. The tension struts 46 comprise an entire thin-walled pipe part 50 (Figure 9) with smaller diameter, thick-walled upper and lower strut coupling parts 52, 54 which are respectively connected to the middle part 50 by means of upper and lower tapered parts 56, 58. The upper strut coupling part 52 includes an enlarged upper elastic coupling 60 which can be adjustably placed along the length of the upper strut coupling part 52 e.g. by means of screw threads or in another way which will be described later. In this way, the effective length of the rod 46 can be adjusted. Similarly, the lower strut connector portion 54 includes an enlarged lower flexible connector 62 at a fixed location at the lower end of the lower strut connector portion 54 which will likewise be described hereinafter.

Rekkefølgen som er vist på figur 2A-2F viser installering av et enkelt strekkstag ifølge fremgangsmåten i oppfinnelsen. Det er forutsatt at, siden flere strekkstag kreves for å tjore en TLP, må flere strekkstag installeres enten samtidig eller etter hverandre. Som eksempel kan ett stag i hver søyle 30 installeres samtidig. The sequence shown in Figures 2A-2F shows the installation of a single tie rod according to the method of the invention. It is assumed that since multiple tie rods are required to tether a TLP, multiple tie rods must be installed either simultaneously or one after the other. As an example, one brace in each column 30 can be installed at the same time.

Ifølge oppfinnelsen installeres fundamenteringsmalen 36 på forhånd på sjøbunnen 26 under vannet 22. Plasseringen av fundamenteringsmalen kan enten gjøres ved at pæler drives inn i undergrunnen eller ved at malen 36 omfatter en såkalt gravita-sjonsbunn som holder stillingen hovedsakelig ved hjelp av sin egen størrelse og vekt. Malen 36 kan inkludere en eller flere på forhånd borede brønnåpninger, som kan kompletteres for å tappe undersjøiske hydrokarbonforekomster og deretter forsegles og stenges inntil koplingen til en flytende TLP kan utføres. According to the invention, the foundation template 36 is installed in advance on the seabed 26 under the water 22. The placement of the foundation template can either be done by driving piles into the subsoil or by the template 36 comprising a so-called gravity bottom which maintains its position mainly with the help of its own size and weight . The template 36 may include one or more pre-drilled well openings, which may be completed to tap subsea hydrocarbon deposits and then sealed and closed until the connection to a floating TLP can be made.

Den halvt nedsenkbare flytende konstruksjon 28 er anbragt over fundamenteringsmalen 36. Anbringelsen kan foretas enten ved hjelp av midlertidig kjedelinjefortøyning av den flytende konstruksjon 28 eller, for å unngå forstyrrelser fra fortøyningskjedene under installeringen, kan den flytende konstruksjon 28 fortrinnsvis holdes i stilling ved hjelp av ett eller flere fartøyer som f.eks. taubåter og/eller kranlektere (ikke vist). Det forutsettes at den vesentlig faste anbringelse av den flytende konstruksjon 28, vesentlig direkte loddrett over fundamenteringsmalen 36, er nødvendig for installeringen. The semi-submersible floating structure 28 is placed over the foundation template 36. The placement can be done either by means of temporary chain line mooring of the floating structure 28 or, to avoid interference from the mooring chains during installation, the floating structure 28 can preferably be held in position by means of a or several vessels such as tugboats and/or crane barges (not shown). It is assumed that the substantially fixed placement of the floating structure 28, substantially directly vertically above the foundation template 36, is necessary for the installation.

Strekkstagene 46 er ferdig konstruert som en enhetlig konstruksjon og kan taues til installasjonsstedet ved hjelp av en oppdriftsmetode og ved å bruke taubåter 64, 66 foran og bak. Konstruksjonsmetoden for strekkstagene 46 er vesentlig lik den som er beskrevet for konstruksjonen og transporten av undersjø-iske ledninger beskrevet i US 4 363 566, selv om andre liknende fremgangsmåter kan brukes. I denne fremgangsmåte blir korte rørlengder sveiset sammen til en enhetlig konstruksjon. Fortrinnsvis sammenstilles hele staglengden og legges ut på land før den sjøsettes som en enhetlig konstruksjon i vannet for å bli tauet ut til installasjonsstedet. Som tidligere nevnt, lages strekkstaget 46 som et tynnvegget rørelement for å skape naturlig oppdrift i vannet. The tension struts 46 are fully constructed as a unitary structure and can be towed to the installation site by means of a buoyancy method and by using towboats 64, 66 at the front and rear. The construction method for the tie rods 46 is substantially similar to that described for the construction and transportation of submarine cables described in US 4,363,566, although other similar methods may be used. In this method, short lengths of pipe are welded together into a uniform construction. Preferably, the entire stay length is assembled and laid out on land before it is launched as a single structure into the water to be towed out to the installation site. As previously mentioned, the tension rod 46 is made as a thin-walled pipe element to create natural buoyancy in the water.

En generell formel for stag med naturlig oppdrift kan utledes av den følgende fremgangsmåte. Ved å sette vekten av stagene lik vekten av vannet det fortrenger, fås: A general formula for struts with natural buoyancy can be derived from the following procedure. By setting the weight of the rods equal to the weight of the water it displaces, you get:

hvor Qt = stagmaterialets tetthet where Qt = the density of the brace material

<q>s = sjøvannets tetthet <q>s = density of seawater

L = stagets lengde L = length of the rod

D = stagets ytre diameter d = stagets indre diameter D = outer diameter of the rod d = inner diameter of the rod

Tetthetsforholdet vil da bli: The density ratio will then be:

men siden d = D-2t, hvor t = veggtykkelsen: vil kryssmultiplisering og omdannelse til en annengrads likning gi: but since d = D-2t, where t = the wall thickness: cross-multiplying and converting to a quadratic equation will give:

Divisjon med t<2> og deretter multiplikasjon med Qt/Qs gir: Division by t<2> and then multiplication by Qt/Qs gives:

Den generelle løsning for kvadratlikningen ax<2> + bx + c = 0 u11 rykke s som: The general solution for the quadratic equation ax<2> + bx + c = 0 u11 move s as:

Innsetting i likningen gir: hvilket forenklet gir: Insertion into the equation gives: which, simplified, gives:

Ved å beregne testverdiene viste den positive verdi av kvadratroten å gi den virkelige løsning på annengradslikningen og følgelig ble den negative eller tenkte løsning frafalt. By calculating the test values, the positive value of the square root proved to give the real solution to the quadratic equation and consequently the negative or imaginary solution was dropped.

Innsetting av verdiene for s = 1 025,28 kg/m<3>, Qt = 7 861,82 kg/m<3> for stål, Qt = 4 501,62 kg/m<3> for titan og Qt <= >2 771.46 kg/m<3> for aluminium gir et forhold mellom diameter og tykkelse på 29,64 for et stålstag med nøytral oppdrift, 16,52 for et titanstag og 9,69 for et aluminiumstag. Inserting the values for s = 1,025.28 kg/m<3>, Qt = 7,861.82 kg/m<3> for steel, Qt = 4,501.62 kg/m<3> for titanium and Qt <= >2,771.46 kg/m<3> for aluminum gives a ratio between diameter and thickness of 29.64 for a steel strut with neutral buoyancy, 16.52 for a titanium strut and 9.69 for an aluminum strut.

For tauingen kan f lottøranordninger slik som oppdriftstanker 68 (vist stiplet på figur 2a og 9) være festet til staget 46 for fremgangsmåten med tauing over bunnen. Alternativt kan en overflatefremgangsmåte brukes. Når taubåtene 64, 66 og strekkstaget 46 nærmer seg den flytende konstruksjon 28, blir den fremste tauekabel 70 ført til den flytende konstruksjon. En andre styrekabel 72 (figur 2b) blir også festet. Et styrefartøy 74, som kan være eller ikke være den førende taubåt 64 (figur 2c) brukes for å holde den øvre stagkoplingsdel vekk fra den flytende konstruksjon 28 via en tredje styrekabel 76 som sammen med den andre styrekabel 72 og den fremste tauingskabel 70 styrer anbringelse av den øvre del av strekkstaget 46 nærliggende den flytende konstruksjon 28. For the towing, floating devices such as buoyancy tanks 68 (shown dashed in Figures 2a and 9) can be attached to the stay 46 for the method of towing over the bottom. Alternatively, a surface method can be used. When the towboats 64, 66 and the tie rod 46 approach the floating structure 28, the leading tow cable 70 is led to the floating structure. A second control cable 72 (Figure 2b) is also attached. A steering vessel 74, which may or may not be the leading tugboat 64 (figure 2c) is used to keep the upper stay coupling part away from the floating structure 28 via a third steering cable 76 which together with the second steering cable 72 and the leading towing cable 70 controls placement of the upper part of the tension rod 46 near the floating structure 28.

Den bakre taubåt 66 kopler en nedre styrekabel 78 til den nedre stagkoplingsdel for fortøyningskabelen 46 og begynner å gi ut den nedre styrekabel 78 slik at strekkstaget 46 svinger nedover mot fundamenteringsmalen 36 (figur 2c og 2d). Når strekkstaget 46 er nær vertikalt, blir et fjernstyrt undervanns-fartøy (ROV) 80 og dets styreenhet 82 senket til et punkt nær fundamenteringsmalen 36. ROV 80 fester en inntrekningskabel 84 til den nedre ende av strekkstaget 46 på den nedre stagkoplingsdel 54. Som et alternativ kan en dykker (ikke vist) brukes for å feste inntrekningskabelen 84 på mer grunne dyp eller kabelen kan tilkoples før staget svinges ned. ROV 80 griper mot inntrekningsføringer 86 plassert nærliggende og over stagfeste-anordningene 42 på fundamenteringsmalen 36 (figur 7a-c). Ved å trekke den nedre stagkoplingsdel 54 inn i stagfesteanordningen 42 med sideinngangen, vil ROV 80 og inntrekningskabelen 84 virke mot en hindrende kraft som virker mot den nedre styrekabel 78 for å styre innsetning av den forstørrede nedre, elastiske kopling 62 slik at ikke koplingen 62 og festeanordningen 42 skades. The rear tugboat 66 connects a lower guide cable 78 to the lower stay connecting part for the mooring cable 46 and begins to release the lower guide cable 78 so that the tension stay 46 swings downward towards the foundation template 36 (Figures 2c and 2d). When the tension rod 46 is near vertical, a remotely operated underwater vehicle (ROV) 80 and its control unit 82 are lowered to a point near the foundation template 36. The ROV 80 attaches a pull-in cable 84 to the lower end of the tension rod 46 on the lower rod coupling part 54. As a alternatively, a diver (not shown) can be used to secure the pull-in cable 84 at shallower depths or the cable can be connected before the boom is swung down. ROV 80 grips against pull-in guides 86 placed nearby and above the strut attachment devices 42 on the foundation template 36 (figure 7a-c). By pulling the lower strut coupling member 54 into the side entry strut attachment assembly 42, the ROV 80 and retract cable 84 will act against a restraining force acting against the lower control cable 78 to control insertion of the enlarged lower elastic coupling 62 so that the coupling 62 and the fastening device 42 is damaged.

Når først den forstørrede nedre, elastiske kopling 62 er blitt mottatt inne i stagfesteanordningen 42 med sideinngang (figur 7B), blir staget heist opp for å bringe den forstørrede nedre elastiske kopling 62 i feste med belastningsringen 120 for festeanordningen 42 (figur 7c og 8) og en strekkraft tilføres den øvre stagkoplingsdel 52 via den fremre tauekabel 70 ved hjelp av en strekkinnretning som f.eks. en hydraulisk strekkinnretning 88 (figur 3), en davit 90 plassert øverst på hver av de sylindriske søyler 30 (figur 1) eller en annen liknende innretning. Når det første strekk er blitt utført på strekkstagene 46 og den forstørrede nedre elastiske kopling 62 er i belastningsbærende inngrep med stagfesteanordningen 42, kan inntrekningskabelen 84 og den nedre styrekabel 78 løsnes eller tas vekk fra ROV 80. Once the enlarged lower resilient coupling 62 has been received inside the side entry strut attachment assembly 42 (Figure 7B), the strut is raised to bring the enlarged lower resilient coupling 62 into engagement with the load ring 120 of the attachment assembly 42 (Figures 7c and 8). and a tensile force is supplied to the upper strut coupling part 52 via the front rope cable 70 by means of a tensioning device such as e.g. a hydraulic stretching device 88 (figure 3), a davit 90 placed at the top of each of the cylindrical columns 30 (figure 1) or another similar device. When the first stretch has been performed on the tension rods 46 and the enlarged lower elastic coupling 62 is in load-bearing engagement with the rod attachment device 42, the retract cable 84 and the lower control cable 78 can be detached or removed from the ROV 80.

Etter at staget er strukket blir den forstørrede øvre elastiske kopling 60 bragt i inngrep med stagfortøyningsdelen 48. Som best vist på figur 4 og 5, inkluderer stagfortøyningsdelen 48 en åpning 92 fra siden og innføringsføringer 94. For-tøyningsdelen 48 inkluderer også en belastningsring 96 med en oppadvendt lagerflate 98 som skråner oppover fra ytterst til innerst. After the strut is stretched, the enlarged upper elastic coupling 60 is brought into engagement with the strut mooring part 48. As best seen in Figures 4 and 5, the strut mooring part 48 includes an opening 92 from the side and insertion guides 94. The mooring part 48 also includes a load ring 96 with an upwardly facing bearing surface 98 which slopes upwards from outermost to innermost.

Den øvre stagkoplingsdel 52 en gjenget ytterflate 100 for lengdejustering av staget 46. Den forstørrede øvre elastiske kopling 60 inkluderer en justeringsmutter 102 med gjenger som griper den gjengede ytterflate 100 for strekkstaget 46. Mutteren blir dreiet langsetter den gjengede koplingsdel 52 inntil den effektive lengde av strekkstaget 46 blir noe mindre enn den riktige vertikale avstand mellom den flytende konstruksjon og forankringsanordningen slik at staget 46 holdes i strekk. Strekkraften på strekkstaget 46 kan således justeres ved å dreie stagmutteren 102 langs den gjengede ytterflate 100 på den øvre stagkoplingsdel 52 for å variere strekkbelastningen på strekkstaget 46. Som vist på figur 5, inkluderer stagmutteren 102 en ytterflate som omfatter tenner 118 som kan gripes av en driv-mekanisme (ikke vist) for å dreie mutteren 102, for å øke eller minske stagstrekket etter behov. The upper tie rod coupling part 52 a threaded outer surface 100 for length adjustment of the tie rod 46. The enlarged upper elastic coupling 60 includes an adjustment nut 102 with threads that engage the threaded outer surface 100 of the tension rod 46. Turning the nut lengthens the threaded coupling part 52 to the effective length of the tie rod 46 becomes somewhat smaller than the correct vertical distance between the floating structure and the anchoring device so that the strut 46 is kept in tension. The tensile force on the tie rod 46 can thus be adjusted by turning the tie rod nut 102 along the threaded outer surface 100 of the upper rod coupling part 52 to vary the tensile load on the tie rod 46. As shown in Figure 5, the rod nut 102 includes an outer surface that includes teeth 118 that can be gripped by a drive mechanism (not shown) to turn the nut 102, to increase or decrease the strut tension as needed.

Justeringsmutteren 102 hviler sammentrykket mot en elastisk lagersammenstilling 104 omfattende en flens 106, et øvre koplingsdeksel 108 og et mellomliggende elastisk lager 110. Ferdig sammensatt hviler stagmutteren 102 på den øvre flate av flensen 106 og stagstrekkbelastningene blir overført gjennom det elastiske lager 110 og det øvre koplingsdeksel 108 som hviler sammenpresset mot lagerflaten 98 for belastningsringen 96. Det elastiske lager 110 omfatter generelt et typisk sfærisk, elastisk lager som er vanlig i koplingsdeler for strekkstag idet det elastiske lager tillater noen avvikelse i forhold til vertikal for strekkstaget 46 hvilket tillater en viss sidebevegelse i TLP-konstruksj onen. The adjusting nut 102 rests in compression against an elastic bearing assembly 104 comprising a flange 106, an upper coupling cover 108 and an intermediate elastic bearing 110. Once assembled, the strut nut 102 rests on the upper surface of the flange 106 and the strut tensile loads are transmitted through the elastic bearing 110 and the upper coupling cover 108 which rests compressed against the bearing surface 98 for the load ring 96. The elastic bearing 110 generally comprises a typical spherical, elastic bearing which is common in connecting parts for tension rods, the elastic bearing allowing some deviation in relation to the vertical of the tension rod 46 which allows some lateral movement in The TLP construction.

I den foretrukne utførelse vist på figur 5, omslutter en elastisk kant 112 som strekker seg mellom flensen 106 og stagfortøyningsdelen 48 og en fyllbar, vanntett pakning 114 som strekker seg mellom det øvre koplingsdeksel 108 og den øvre stagkoplingsdel 52, den elastiske lagersammenstilling 104 inne i et vanntett kammer 116 som kan fylles med et ikke-korroderende fluid for å beskytte den elastiske lagersammenstilling 104. In the preferred embodiment shown in Figure 5, a resilient edge 112 extending between the flange 106 and the strut mooring member 48 and a fillable, watertight gasket 114 extending between the upper coupling cover 108 and the upper strut coupling member 52 encloses the resilient bearing assembly 104 within a watertight chamber 116 which can be filled with a non-corrosive fluid to protect the resilient bearing assembly 104.

Det vil fremgå at med kombinasjonen av den ytre stagfortøyningsdel 48, den justerbare øvre stagkoplingsdel 52 og den kombinerte justeringsmutter 102 og den elastiske lagersammenstilling 104, er det meget letter å installere (og fjerne for utskiftning) stagene i forhold til det å sette sammen flere skjøter som hittil har vært vanlig. Dessuten eliminerer den ovennevnte kombinasjon, behovet for mer kompliserte og kostbare tverrbelastningsbærende systemer som har vært vanlig tidligere for å oppta avvik i forhold til vertikal for stagene på grunn av sideveis forskyvninger i den flytende konstruksjon direkte over dens forankringspunkt. It will be seen that with the combination of the outer strut mooring part 48, the adjustable upper strut coupling part 52 and the combined adjustment nut 102 and the resilient bearing assembly 104, it is very easy to install (and remove for replacement) the struts compared to assembling multiple joints. which has hitherto been common. Moreover, the above combination eliminates the need for more complicated and expensive transverse load bearing systems which have been common in the past to accommodate vertical deviations of the struts due to lateral displacements of the floating structure directly above its anchorage point.

Som det best fremgår på figur 8, griper den forstørrede nedre, elastiske kopling 62 for den nedre stagkoplingsdel 54, festeanordningen 42 med sideinngang, på en nedre belastningsring 120 som vesentlig samsvarer med belastningsringen 96 for stagfortøyningsdelen 48. Sidefesteanordningen 42 har en nedre del 121 i form av en avskrånet kjegle med skrå sider for å underlette innsetning av den forstørrede elastiske kopling 62 inn i sidefesteanordningen 42. Sideåpningen 122 strekker seg sideveis minst 1/3 av omkretsen for den nedre del 121 og i lengderetningen minst to ganger maksimalstørrelsen av den nedre elastiske kopling 62. En skråflate 123 strekker seg mellom en øvre del av åpningen 122 og en nedre del av en smal åpning som mottar stagdelen 54. Flaten 123 griper den nedre stagdel 54 og hjelper til å sentrere den inne i festeanordningen 42. Den nedre belastningsmottakende flate for belastningsringen 120 skråner nedover fra ytterst til innerst. En tilleggsflate på toppen av den nedre ryggflens 124 passer til en liknende utformet flate på belastningsringen 120. Skråningen av disse tilpassede flater tjener ikke bare til å sentrere koplingen 62 i festeanordningen 42, og derved fordele belastningen, men hjelper også til å stenge sideåpningene øverst og nederst. En omvendt åpning i forhold til den viste, ville kunne tvinge belastningsringene 96 og 120 til å åpne seg og derved få den øvre og nedre kopling 60 og 62 til å glippe. Denne utadvendte under skjæring forbedrer på den annen side belastnings-ringenes 96 og 120 styrke ved å trekke en større mengde innover etter som stagstrekket øker. As can best be seen in Figure 8, the enlarged lower elastic coupling 62 for the lower stay coupling part 54, the side entry attachment device 42, engages a lower load ring 120 which substantially corresponds to the load ring 96 for the stay mooring part 48. The side attachment device 42 has a lower part 121 in shape of a tapered cone with beveled sides to facilitate insertion of the enlarged elastic coupling 62 into the side attachment device 42. The side opening 122 extends laterally at least 1/3 of the circumference of the lower portion 121 and longitudinally at least twice the maximum size of the lower elastic coupling 62. An inclined surface 123 extends between an upper portion of the opening 122 and a lower portion of a narrow opening that receives the strut portion 54. The surface 123 grips the lower strut portion 54 and helps center it within the fastener 42. The lower load-receiving surface for the load ring 120 slopes downwards from outermost to innermost. An additional surface on the top of the lower back flange 124 mates with a similarly designed surface on the load ring 120. The bevel of these mating surfaces not only serves to center the coupling 62 in the fastener 42, thereby distributing the load, but also helps to close the side openings at the top and at the bottom. A reverse opening to that shown would force the load rings 96 and 120 to open and thereby cause the upper and lower couplings 60 and 62 to slip. This outward during shearing, on the other hand, improves the strength of the load rings 96 and 120 by pulling a greater amount inward as the strut tension increases.

Når den forstørrede nedre elastiske kopling 62 er blitt ført gjennom sideåpningen 122 og stagdelen 54 gjennom den smale åpning (figur 6 og 8) og strekkbelastningen på strekkstaget har trukket den forstørrede nedre, elastiske kopling 62 oppover inn i stagfesteanordningen 42, blir belastningsringen 120 presset sammen mot en nedre ryggflens 124 som er plassert på de øvre deler av et bunnkoplingsdeksel 126 for den forstørrede nedre, elastiske kopling 62. Dekselet 126 omslutter den nedre ende 128 av strekkstaget 46 og den nedre elastiske lagersammenstilling 130, på en koppliknende måte. I den foretrukne utførelse vist på tegningene, har den nedre ende 128 for strekkstaget 46 form av en avskåret kjegle med en konisk øvre flate 132 som griper mot et indre lager 134 for den elastiske lagersammenstilling. Innerlagerringen 134 er festet til et ringformet (fortrinnsvis sfærisk), elastisk lager 136 for å translatere de sammentrykkende belastninger utover mot en ytre lagerring 138 som er i inngrep med ryggflensen 124. På liknende måte som for den øvre, elastiske kopling 60, tillater den elastiske lagersammenstilling 130 at strekkstaget 46 avviker fra en loddrett stilling. For å begrense avviket, inneholder dekselet 126 en sentraliseringsplugg 140 i bunnen. Sentraliseringspluggen 140 griper inn i en sfærisk fordypning i den nedre ende 128 av strekkstaget. When the enlarged lower elastic coupling 62 has been passed through the side opening 122 and the strut part 54 through the narrow opening (Figures 6 and 8) and the tensile load on the tension rod has pulled the enlarged lower elastic coupling 62 upwards into the strut fastening device 42, the load ring 120 is pressed together against a lower back flange 124 which is located on the upper portions of a bottom coupling cover 126 for the enlarged lower resilient coupling 62. The cover 126 encloses the lower end 128 of the tie rod 46 and the lower resilient bearing assembly 130, in a cup-like manner. In the preferred embodiment shown in the drawings, the lower end 128 of the tie rod 46 is in the form of a truncated cone with a conical upper surface 132 which engages an inner bearing 134 for the resilient bearing assembly. The inner bearing ring 134 is attached to an annular (preferably spherical) elastic bearing 136 to translate the compressive loads outwardly towards an outer bearing ring 138 which engages the back flange 124. Similarly to the upper elastic coupling 60, the elastic allows bearing assembly 130 that the tie rod 46 deviates from a vertical position. To limit the deviation, the cover 126 contains a centralizing plug 140 in the bottom. The centralizing plug 140 engages a spherical recess in the lower end 128 of the tie rod.

Det vil fremgå at kombinasjonen med den forstørrede nedre, elastiske kopling 62 og stagfesteanordningen 42 er en meget enklere, billigere og mer effektiv for å feste den nedre ende av et strekkstag 46, sammenliknet med de hittil brukte fortøyningskoplinger av innsetnings- og låsetypen. It will be seen that the combination of the enlarged lower elastic coupling 62 and the tie rod fastening device 42 is a much simpler, cheaper and more efficient means of fastening the lower end of a tie rod 46, compared to the hitherto used insertion and locking type mooring couplings.

For eksempel kan staget 46 lages av stål og kan ha en utvendig diameter på 76 cm med en veggtykkelse på 2,5 cm. Øvre og nedre stagkoplingsdeler 52 og 54 kan ha en ytterdiameter på 38 cm med tykkelse på 6,3 cm. Den nedre del 54 kan være forsynt med en tynn neopren hylse for å beskytte den mot skade under installeringen. Bunnkoplingen 62 kan ha en maksimal bredde på 1,23 m og en maksimumshøyde på 0,8 m. I tillegg kan oppdrift oppnås ved bruk av ytre oppdriftstanker eller krager (ikke vist) for å oppnå den ønskede nøytrale oppdrift for staget. Alternativt kan den midtre del av staget 46 ha en diameter som er tilstrekkelig stor for å tilveiebringe den ekstra oppdrift som er nødvendig for å motvirke vekten av koplingsdelene 52 og 54. Veggtykkelsen i staget 46 må naturligvis være tilstrekkelig for For example, the strut 46 may be made of steel and may have an outside diameter of 76 cm with a wall thickness of 2.5 cm. Upper and lower strut coupling parts 52 and 54 may have an outer diameter of 38 cm with a thickness of 6.3 cm. The lower part 54 may be provided with a thin neoprene sleeve to protect it from damage during installation. The bottom connection 62 can have a maximum width of 1.23 m and a maximum height of 0.8 m. In addition, buoyancy can be achieved using external buoyancy tanks or collars (not shown) to achieve the desired neutral buoyancy for the boom. Alternatively, the middle part of the strut 46 can have a diameter that is sufficiently large to provide the additional buoyancy necessary to counteract the weight of the coupling parts 52 and 54. The wall thickness of the strut 46 must of course be sufficient for

å hindre sammenklapping på grunn av vanntrykket på den maksimale bruksdybde og staget må tettes mot vann (dvs. være lufttett). to prevent collapsing due to the water pressure at the maximum depth of use and the strut must be sealed against water (ie be airtight).

Claims

1. Continuous tension rod for mooring a tension rod platform to a 1,000 m deep seabed, comprising several segments (50) welded to each other with buoyancy devices (68) which give the tension rods (46) neutral or possibly positive buoyancy, CHARACTERIZED IN THAT the rod (46) upper tubular connecting part (52) has a smaller outer diameter and greater wall thickness than the rod's middle tubular section (50) which extends over most of the tension rod's length, and that the rod's middle section (50) has a larger outer diameter and smaller wall thickness than the rod's lower tubular connecting part ( 54).

2. Tension strut according to claim 1, CHARACTERIZED IN THAT the buoyancy device (68) consists of watertight pipe sections (50) which maintain an air volume in the interior and thereby produce a necessary positive minimum buoyancy.

3. Tension rod according to claim 1, CHARACTERIZED IN THAT the ratio between the middle section (50) wall thickness t and diameter D essentially satisfies where Qt = the density of the tie rod material and qs = the density of the surrounding water.

4. Procedure for mooring an offshore platform (20) where several anchoring devices (38, 42) are placed on the seabed (26), which are arranged to receive several mooring tension rods (46) through a side opening, where a semi-submersible floating structure is arranged on the surface of the water above the anchoring device and comprises several outer receiving devices (48) for tension rods arranged for lateral reception of the tension rods (46), the receiving devices being arranged with a certain exit distance from the anchoring devices, CHARACTERIZED BY placing essentially rigid, continuous tension rods (46) with enlarged end connections (60, 62) at the bottom and top and with a greater distance than the starting distance, essentially horizontally close to the surface and close to the floating structure, to swing the individual tie rod bottom end connections (62) down to a position near an anchoring device (38, 42 ), to pull the end connectors (62) through the side opening of the anchoring devices, to lift the end connectors to plant in the anchoring devices, to place the individual tension rod upper end connections (60) in a receiving device, and to adjust the effective length of the tension rods to be less than the output distance.

5. Method according to claim 4, CHARACTERIZED BY placing the floating structure by laying out several mooring lines between the structure and the anchorage.

6. Method according to claim 4, CHARACTERIZED BY carrying out simultaneous placement, turning, pulling and adjustment of tension rods (46) arranged in the corners of the floating construction.

7. Method according to claim 4, CHARACTERIZED BY towing the tension rods (46) horizontally using a front towing vessel attached to one end of the tension rod and a rear towing vessel attached to the other end of the tension rod.

8. Method according to claim 7, CHARACTERIZED BY towing the tie rods (46) while they are above the bottom.

9. Method according to claim 7, CHARACTERIZED BY swinging the tension rods (46) by yielding with a guide line (78) from one of the towing vessels, the guide line being attached to the tension rod's lower end (62).

10. Method according to claim 4, CHARACTERIZED BY passing the tension rod's lower end (62) through the anchoring device's opening by attaching a guide line (78) to the enlarged lower end, the control line passing through the anchoring device.

11. Method according to claim 10, CHARACTERIZED BY using a submersible vessel to attach the guide line which pulls the lower end of the tie rod.

12. Method according to claim 10, CHARACTERIZED BY attaching the control line and pulling the enlarged lower end with the help of a remotely controlled submersible vessel.

13. Method according to claim 10, CHARACTERIZED BY attaching the guide line and pulling the lower end with the help of at least one diver.

14. Method according to claim 4, CHARACTERIZED BY adjusting the length of the tension rod by turning the upper end, which is threaded, downwards on the threads.

15. Method according to claim 14, CHARACTERIZED BY placing lifting devices (90) on the floating structure above the enlarged end of the tension rod (46), attaching the lifting devices to the tension rods (46) and placing the tension rods (46) under tension with the lifting device (90) for thereby further lowering the floating structure into the water and thus reducing the exit distance.

16. Method according to claim 4, CHARACTERIZED IN THAT the anchoring devices comprise a single anchoring template with several receiving devices for lateral insertion, and that the location includes installing the anchoring template on the seabed.