NO174701B - Strekkforankret plattform - Google Patents

Strekkforankret plattform Download PDF

Info

Publication number
NO174701B
NO174701B NO881645A NO881645A NO174701B NO 174701 B NO174701 B NO 174701B NO 881645 A NO881645 A NO 881645A NO 881645 A NO881645 A NO 881645A NO 174701 B NO174701 B NO 174701B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
tension
platform
column
cables
columns
Prior art date
Application number
NO881645A
Other languages
English (en)
Other versions
NO174701C (no
NO881645D0 (no
NO881645L (no
Inventor
Charles Nixon White
Fikry Rosdhy Botros
Original Assignee
Conoco Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Conoco Inc filed Critical Conoco Inc
Publication of NO881645D0 publication Critical patent/NO881645D0/no
Publication of NO881645L publication Critical patent/NO881645L/no
Publication of NO174701B publication Critical patent/NO174701B/no
Publication of NO174701C publication Critical patent/NO174701C/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E02HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02BHYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B17/02Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor placed by lowering the supporting construction to the bottom, e.g. with subsequent fixing thereto
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63BSHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/50Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
    • B63B21/502Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers by means of tension legs

Description

Oppfinnelsen angår en strekkforankret plattform som angitt i innledningen i kravet.
Med den gradvise uttømming av hydrokarbonreservene på land, har oppmerksomheten særlig blitt rettet mot boring og produksjon av olje og gassbrønner i sjøen. På relativt grunne dyp kan brønner bores i sjøbunnen fra faste plattformer på bunnen. På grunn av den store størrelse som kreves av konstruksjonen for å drive boring og produksjon på stadig dypere vann, har bunnfestede konstruksjoner blitt begrenset til vanndybder på mindre enn 300 - 400 m. På dypere vann har flytende bore- og produksjonssystemer vært brukt for å minske konstruksjonens størrelse, vekt og kostnad ved boring og produksjon på dypt vann. Bare boreskip og halvt-nedsenkbare flytende plattformer er vanligvis brukt for slike flytende konstruksjoner.
Når en flytende konstruksjon velges for bruk på dypt vann, må fartøyets bevegelse tas i betraktning for mulig styring eller kompensering, for å få frem en stabil konstruksjon som det kan bores eller produseres fra. Dreiebevegelser i fartøyet som helling, rulling og slingring innebærer forskjellige dreiebevegelser rundt en akse gjennom fartøyet som passerer gjennom tyngdepunktet. Således kan slingrebevegelser komme fra en dreining av fartøyet rundt en vertikal akse som passerer gjennom tyngdepunktet. Likeledes kan rulling i skip komme fra dreining av fartøyet rundt den langsgående (for-akter) akse som går gjennom tyngdepunktet og forårsaker en sideveis rulling av fartøyet og helling som kommer av dreining av fartøyet rundt en sideakse (side til side) gjennom tyngdepunktet som får baugen og akterstavnen til å bevege seg vekselvis opp og ned. Hos en symmetrisk eller vesentlig symmetrisk plattform slik som en vanlig halvt-nedsenkbar plattform, vil de horisontalt rettede hellings- og rulleakser være vesentlig vilkårlige og i denne beskrivelse vil slike dreininger rundt de horisontale akser bli kalt helle/rulle-bevegelser.
Alle de ovennevnte bevegelser av fartøyet er bare betraktet ut fra selve fartøyets tyngdepunkt. I tilegg må translasjonsbevegelser av plattformen betraktes som fører til forskyvning av hele fartøyet i forhold til et fast punkt slik som et undersjøisk brønnhode. Disse bevegelser er hiv, skrensing og svaiing. Hivbevegelser innebærer vertikal translasjon av fartøyet opp og ned i forhold til det globale faste punkt, langs en vertikal akse som passerer gjennom tyngdepunktet. For skip innebærer skrensebevegelsen horisontal translasjon av fartøyet langs en akse som går gjennom for og akter og gjennom tyngdepunktet. På lignendemåte innebærer svaiingsbevegelser den laterale, horisontale translasjon av fartøyet langs en akse som går fra venstre mot høyre og gjennom tyngdepunktet. Liksom de horisontale dreiebevegelser i plattformen som nevnt ovenfor, er de horisontale translasjonsbevegelser, skrensing og svaiing i et symmetrisk eller vesentlig symmetrisk fartøy slik som en halvt-nedsenkbar plattform, vesentlig vilkårlig og i denne spesifikasjon vil alle horisontale translasjonsbevegelser i fartøy bli kalt skrense/svaie-bevegelser.
Kombinasjoner av de ovennevnte bevegelser omfatter en plattformsopppførsel lik et fast legeme med seks frihetsgrader. De seks bevegelseskomponenter fremkommer som resultat av stadig varierende, harmoniske bølgekrefter. Disse bølgekrefter vil først variere ved de dominerende frekvenser i et bølgetog. Fartøyets respons på de seks frihetsmåter ved frekvenser som samsvarer med primærperiodene som karakteriserer bølgetogene, kalles bevegelse av "først orden". I tillegg genererer et variabelt bølgetog krefter mot fartøyet med frekvenser som fremkommer fra de primære bølgefrekvensers sum og differanser. Disse er sekundære krefter og tilsvarende respons fra fartøyet kalles bevegelse av "annen orden".
En fullstendig fast konstruksjon som er festet til sjøbunnen er fullstendig motstandsdyktig mot bølgekrefter. En elastisk konstruksjon, dvs. som er elastisk festet til sjøbunnen, vil fremvise en viss grad av respons som varierer i samvær med selve konstruksjonens stivhet og i samsvar med stivheten i dens feste til fundamentet på sjøbunnen. En "ettergivende" offshore-konstruksjon er vanligvis en konstruksjon som har liten stivhet i forhold til en eller flere av de responsmåter som kan frembrin-ges av bølgekrefter av første og annen orden.
Flytende produksjons- eller borefartøyer har vesentlig ubegrenset respons mot bølgekrefter av første orden. For å opprettholde en relativt stabil nærhet til et punkt på sjøbunnen er de imidlertid hindret i å vandre noe særlig horisontalt ved hjelp av et passivt, spredt, skråstilt forankringssystem eller ved hjelp av et aktivt styrt posisjoneringssystem. Disse posisjoneringssystemer kan også brukes for å hindre store, lavfrekvente (dvs. av annen orden) slingrebevegelser.
Selv om både skip og vanlige halvt-nedsenkbare fartøyer fritt kan reagere på bølgekrefter av første orden, fremviser de likevel meget forskjellige responskarakteristikker. Konstruktøren av det halvt-nedsenkbare fartøy kan oppnå en betydelig redusert bevegelsesrespons ved: 1) passende fordeling av oppdriftsvolum i skroget mellom søylene og de dypt-nedsenkte pontongkonstruk-sjoner, 2) optimal anordning og separering av stabilitetssøyler gjennom overflaten og 3) passende fordeling av plattformmassen.
Velprøvde prinsipper for disse konstruksjoner gjør det mulig for konstruktøren å oppnå en høy grad av bølgekraftkansel-lering slik at bevegelser effektivt kan reduseres i valgte frekvensområder.
Utformingen for å optimere den dynamiske ytelse i halvt-nedsenkbare fartøyer avhenger hovedsakelig av bølgekrafts-kansellering for å begrense hiv. Helling/rulling holdes på et akseptabelt nivå ved å holde stor avstand mellom stabilitets-søylene i hjørnene og samtidig opprettholde relativt lange naturlige perioder for helle/rulle-stillingene. Denne praksis holder helle/rulle-modalfrekvensene godt unna bølgefrekvensene av første orden og blir derfor kalt "forstemming".
En annen type bevegelig flytende konstruksjon er fortøyd ved hjelp av vertikale strekkforankringer. Strekkforankring begrenser også horisontale bevegelser av annen orden. Dessuten gir en slik konstruksjon motstand mot vertikale bevegelser av første og annen orden, hiv og helling/rulling. Denne form av begrenset fortøyning vil være praktisk umulig å få til i et vanlig skip ved monoksrog på grunn av bølgekraftsfor-delingen og resulterende responskarakteristikker. Derfor er dette vertikale strekkforankringssystem generelt ment å kunne brukes i halvt-nedsenkbare skrogutførelser som kan minske de totale, resulterende bølgekrefter og reaksjoner på nivåer som effektivt og sikkert kan begrenses av stive, elastiske forankringsben.
Denne flytende konstruksjon som har fått betydelig oppmerksomhet, er kalt strekkforankret plattform (TLP). De vertikale forankrede ben er plassert ved eller inne i hjørne-søyler i den halvt-nedsenkbare plattforms konstruksjon. Forank-ringsbenene holdes i strekk hele tiden ved at oppdriften i TLP overskrider driftsvekten under alle forhold. Når de stive, elastiske strekkforankringselementer, kalt spennkabler, er festet mellom et fast fundament på bunnen og hjørnene i det flytende skrog, vil de effektivt hindre vertikale bevegelser på grunn av hiv- og helle/rulle-krefter mens det er en begrenset bevegelse i det horisontale plan (skrensing/svaiing og slingring). Således er en strekkforankret plattform en meget stabil flytende offshore-konstruksjon for å bære utstyr og utføre funksjoner angående oljeproduksjon.
Når vanndybden (og således spennkablenes lengde) øker, blir strekkabler av et gitt materiale og tverrsnitt mindre stivt og mindre effektive for å motstå vertikale bevegelser. For å opprettholde akseptabel stivhet, må tverrsnittet økes proporsjo-nalt med økende vanndybde, hvilket øker spennkablenes vekt og den flytende konstruksjons størrelse, for å opprettholde strekket i de tunge spennkabler. For installasjoner på stadig dypere vann må en strekkforankret plattform bli større og mer komplisert for å bære flere meget lange strekkben- og/eller selve strekkbenene må være forsynt med en eller annen type av oppdrift for å redusere vekten i forhold til den flytende konstruksjon. Slike hensyn øker kostnadene betydelig for TLP-installasjonen.
På stadig dypere vann må dessuten en større del av skrogets deplasement benyttes til overskytende oppdrift (dvs. for-strekk av spennkablene) for å begrense horisontal forskyvning. Det viktigste for frtøyningssystemet er å holde konstruksjonen stasjonær. Det vertikale strekkforankringssystem gjør det mulig å holde stillingen over et fast punkt på sjøbunnen da en hvilken som helst horisontal forskyvning av plattformen skaper en horisontal gjenoppretningskraft i vinkelforskyvningen av spennkablenes strekkvektor. På stadig dypere vann behøves det større for-strekk i spennkablene for å tilveiebringe tilstrekkelig gjenoppretningskraft for å holde TLP innenfor akseptable forskyvningsgrenser. Denne økning fører til stadig større minimumsdeplasement i skroget. Bruken av et hybridfortøyningssys-tem slik som det er beskrevet i denne oppfinnelse, reduserer innflytelsen fra økende vanndybde på minimumsdeplasementet for skroget og for-strekk av spennkablene.
Formålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe en bore-og produksjonskonstruksjon for bruk på dypt vann som er relativt ukomplisert og som kombinerer fordelene med en kjedelinjefortøyet halvt-nedsenkbar konstruksjon med noen av fordelene i en strekkforankret plattform, til en betydelig redusert kostnad.
Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved at plattformen har de karakteristiske trekk som angitt i den kjennetegnende del av kravet.
Ifølge oppfinnelsen omfatter en sentralt strekkforankret plattform (STLP) en stor sentral, flytende søyle omgitt av et antall perifere stabilitetssøyler. De perifere stabilitets-søyler er fortrinnsvis symmetrisk anordnet rundt sentralsøylen. Sentralsøylen og de perifere stabilitetssøyler er sammenkoplet til en konstruksjon. Denne kan ha form av en anordning med undersjøiske pontonger som sammenkopler de forskjellige søyler nær deres nedre ende og/eller hovedavstivning over vannflaten. Søylene, og spesielt midtsøylen, bærer dekket hvorfra boring og andre operasjoner ledes.
Videre har ovennevnte STLP et fortøyningssystem som innebærer både et vertikalt enkelt strekksøylesystem og et system av kjedelinjeforankringsliner orientert i forskjellige retninger. Den vertikale strekksøyle er anbrakt slik at den effektivt bare hindrer hivkomponenten i de vertikale bevegelser. Imidlertid virker det vertikale strekkf or ankrings system og f orankringslinene sammen for ettergivende å hindre lavfrekvente, horisontale bevegelser, skrensing/svaiing og slingring.
Ifølge oppfinnelsen er det bare én strekksøyle i STLP og denne kopler midtsøylen med ankeret på sjøbunnen. De perifere stabilitetssøyler har ingen strekksøyler. Den enkle strekksøyle er laget av én eller flere spennforankringer som kan være stålrør, sammensatte rør, metallkabler eller syntetiske fiberkabler eller kombinasjoner av disse materialer.
Anbringelsen av spennkablene i et tett knippe bare ved midten av plattformskonstruksjonen innebærer at spennkablene ikke lenger (som i vanlige strekkforankringsplattformer) effektivt hindrer helling/rulling eller slingrebevegelser. Spennkablenes oppgave blir redusert til kraftig motstand mot hiv og ettergivende motstand mot den horisontale forskyvning. Helling/rulling styres primært av omhyggelig fordeling av den perifere oppdrift og forstemming i samsvar med praksis for halvt-nedsenkbare konstruksjoner. Som det vil bli forklart, er det en viktig egenskap ved oppfinnelsen at de midtre spennkabler bare hindrer hiv og at helling/rulling blir forstemt.
Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende under henvisning til tegningene, der fig. 1 er et forenklet planriss av den sentralt strekkforankrede platform (STLP) ifølge oppfinnelsen, fig. 2 er et snittriss etter linjen 2 - 2 på fig. 1, fig. 3 er et forenklet riss av en typisk strekkf or ankret plattform av kjent teknikk, fig. 4 er et snittriss etter linjen 4 - 4 på fig. 3, fig. 5 er et diagram som viser hivresponsamplituden (RAO) som virker ved forskjellige punkter i en strekkforankret plattform, fig. 6 er et riss som viser grunnkonstruksjonen for STLP og viser de perifere stabilitetssøyler, stigerør og produksjonsområde for en STLP, fig. 7A og 7B er et forenklet plan- og sideriss av et pontongarrangement for STLP ifølge oppfinnelsen, fig. 8 viser en mal på sjøbunnen for bruk sammen med denne STLP, fig. 9 viser en bunn med seks spennkabler med permanent oppdrift og installert på en bunnmal før STLP, og fig. 10 er et sideriss av hovedsøylen og de perifere søyler av plattformen ifølge oppfinnelsen med en lettvektsslingrestyrings-fortøyning -festet til de perifere søyler.
For helt å kunne forstå kurvene på fig. 5 og for å forklare forbedringene og forskjellene mellom denne oppfinnelse av en STLP og en vanlig TLP, skal en typisk TLP nå beskrives. En typisk, forenklet TLP er vist på fig. 3 og 4. Der er det vist en strekkforankret plattform 10 som flyter på et vannlegeme 20 med en sjøbunn og en overflate 19. Flere strekksøyler 14A, 14B og 14C forbinder oppdriftssøylen 16A, 16B og 16C med ankeret 18 på sjøbunnen 10. Et dekk 22 er båret av søylene 16A - 16D som vist på fig. 3. tyngdepunktet er vist ved nummer 24 på fig. 3 og 4.
I en vanlig TLP omfatter strekkbenene 14A - 14D flere spennkabler 27A-D som er tilkoplet respektive søyler 16A - 16D og bunnankere 18. Spennkablene 27A-D må motstå variasjonene i kreftene som er hovedsakelig de som forårsakes av bølger som får plattformen til å hive, helle/rulle, skrense/svaie og slingre. Disse uttrykk brukes her som tidligere forklart. Helle/rulle-bevegelser har en tydelig virkning på strekkvariasjonene i spennkablene 27 som kopler TLP til forankringene 18. I en strekkforankret plattform blir derfor resultantbevegelsene ved plattformshjørnene på grunn av hiv og helling/rulling hovedfak-torene som induserer strekkvariasjoner i spennkablene. Viktig er det at tretthetsproblemer oppstår i spennkablene i strekksøylene i TLP når helling/rulle-perioden overskrider 4 sekunder.
Spennkabelbuntene (strekksøylene 14) for hver hjørne-søyle 16 i en TLP må motvirke store dynamiske krefter og må derfor være meget sterke. De er også generelt utformet for å være tilstrekkelig stive (elastiske) for å sikre at de naturlige perioder for helling/rulling og hving i fortøyede plattformer er godt under området for viktige bølgeperioder (dvs. generelt 4 - 10 sekunder). For de fleste TLP er det dens respons på helling/rulling som er viktigst for en bølgeeksitering på omtrent 6 sekunder. På meget dypt vann blir det stadig mere kostbart å lage spennkabler som er stive nok til å holde den naturlige responsperioden for helling/rulling under 4-sekundersgrensen.
Fg. 1 og 2 viser i forenklet form en sentralt, strekkforankret plattform (STLP) ifølge oppfinnelsen. Dette er en halvt-nedsenkbar konstruksjon fortøyet eller forankret på dypt vann 32 ved hjelp av en enkelt spennkabel 28 eller en bunt med spennkabler (fig. 6 viser en bunt med spennkabler 27) festet til en sentral oppdriftssøyle 30 i STLP. Spennkabelen eller bunten med spennkabler 28 er tilkoplet i den øvre ende til midten av hovedkonstruksjonen og kan tilkoples en forankring 40 på sjøbunnen ved hjelp av vanlige bøyelige eller koniske forbindelser. Bøyelige forbindelser kan også brukes øverst i spennkablene for å tillate dreining. Disse forbindelser øverst og nederst kan være ganske lik dem som brukes i vanlige TLP.
STLP kan ha utvendige moduler slik som perifere stabilitetssøyler 34A, 34B, 34C og 34D. Det er ingen vertikal fortøyning fra noen av stabilitetssøylene. Midtsøylen 30 og de perifere søyler 34A - 34D bærer et dekk 36 over vannflaten 38. Dekket kan ha typiske dekkonstruksjoner, slik som boligkvarter 35 og et brønnrom. Den sentrale søyle 30 bærer direkte spenn-kabelbelastninger, en del av dekkets vekt og eventuelt stigerørs-belastninger. Dette gir en lettvektskonstruksjon som øker nyttelasten ved en gitt forskyvning (sammenlignet med dekk som bare er båret ved hjørnene). Det er et valgfritt antall (minst tre) perifere stabilitetssøyler som omgir midtsøylen. Disse perifere søyler 34 bør også være symmetrisk plassert rundt midtsøylen 30.
Hovedformålet med STLP er å forenkle det vertikale strekkforankringssystem og redusere konstruksjonens belastninger på selve spennkablene. Ifølge oppfinnelsen vil spennkablene i den enkelte strekksøyle ikke lenger effektivt hindre hellings/rulle-bevegelsen. Konstruksjonen er hovedsakelig ment effektivt å fjerne det meste av virkningen fra hellingen/rullingen på spennkabelbunten 28. Ut fra dette vil bunten med spennkabler 28 bare motstå hiv. Som vist på fig. 2 er det bare vertikale spennkabler i den midtre, enkle strekksøyle og er enten i form av et enkelt spenn eller et tett knippe rundt tyngdepunktet av platformen som i dette tilfelle er i sentrum av hovedsøylen 30. I denne stilling kan spennkablene ikke lenger effektivt hindre hellings/rulling eller slingringsbevegelser slik som det kreves av strekkforandringene i strekkforankringsplattformen fra kjent teknikk som vist på fig. 3 og 4. Oppgaven for spennkabelbunten 28 i denne oppfinnelse reduseres til vesentlig direkte, stiv elastisk begrensning av hiv og ettergivende begrensning av den horisontale forskyvning.
Den dramatiske reduksjon av variasjonene i spennkabel-belastningene som oppnås ved å bruke denne utførelse, er vist på fig. 5 som viser kurver som er beregnet ved hjelp av godkjente beregningsmåter. Beregningene og den følgende diskusjon angår en konstruksjon anbrakt vertikalt over et bunnfundament og den lineære teori for responsberegning. Langs ordinataksen vises hivresponsamplituden (RAO) i (M/M) som er hiv i meter som plattformen kan beveg seg pr. meter bølgehøyde. Høyre side av diagrammet viser strekk RAO i enheter på tonn/meter. Strekkvariasjonene RAO oppnås ved å multiplisere hivet ved spennkabelens toppende med den aksiel stivhet (EA/L) for spennkabelen. Bølgeperioden i sekunder og frekvensen i radianer/sekund er vist langs abscissen. Området med en betydningsfull bølgeperiode er fra 18 sekunder ned til omtrent 4 sekunder. Kurvene A og B på fig. 5 viser resultanthivet ved hjørnesøylen i en vanlig TLP slik som søylene 16A eller 16C vist på fig. 4 når bølgene har vandret langs plattformens diagonalakse. Hivet inkluderer den omformede komponent av helle/rulle-bevegelsen.
I samsvar med forståelsen av STLP er det festet en strekksøyle eller en bunt med spennkabler bare i midten av plattformen. Det finnes ingen annen vertikal strekkforankring og konstruksjonen forstemmes slik at det er vesentlig ingen virkning av helling/rulling på den midtre strekksøyle. Derfor er det vesentlig bare rene hivkrefter på denne strekksøyle, og vesentlig ingen helling/rulle-virkning på denne, eller i det minste vil virkningen være så liten at det kan ses bort fra denne. Kurven C (fig. 5) viser en direkte, ren hiv mot TLP ved tyngdepunktet. En strekksøyle eller spennkabelbunt som er festet ved tyngdepunktet vil bare motta strekkrefter på grunn av direkte hiv i plattformen. Det vil lett fremgå fra kurve C sammenlignet med kurvene A og B at en strekksøyle eller bunt med spennkabler forbundet ved eller nær tyngdepunktet (CG), bare vil få en brøkdel av strekkbelastningsvariasjonene i forhold til en strekksøyle i hjørnet eller en spennkabelbunt over hele området for de viktigste bølgelengder.
En annen fordel med plattformkonstruksjonen som er basert på STLP-prinsippet er at bruken av et hybridfortøynings-system (strekksøyle pluss forankringsliner) tillater reduksjon av plattformens deplasement samtidig som det oppnås de samme eller bedre egenskaper når det gjelder å holde konstruksjonen stasjonær som i TLP fra kjent teknikk. Denne reduksjon av størrelse (og således kostnad) kommer som resultat av at en riktig fortøyning med forankringsliner i forskjellige retninger kan virke mer effektiv enn en vertikal strekksøylefortøyning når det gjelder å tilveiebringe sideveis krefter for å holde plattformen stasjonær. Bruken av forankringsliner for å hjelpe strekkf or ankrings systemet i å begrense horisontale forskyvninger, gjør det mulig å redusere den totale grad av for-strekk i strekkforankringssystemet. Dette fører til betydelig minskning av det nødvendige plattformdeplasement og således også av kostnadene. Da tilveiebringelse av et permanent system med forankringsliner øker kostnadene lite for det midlertidige fortøyningssystem som vanligvis kreves for å installere en strekkforankret plattform på dypt vann, blir totalkostnaden for en STLP (inkludert f ortøyningssystemene) mindre enn for en sammenlignbar TLP fra kjent teknikk.
Ifølge oppfinnelsen er det bare den enkle spennkabel eller knippet med spennkabler i midten av konstruksjonen som effektivt hindrer hiv. Hellings/rulle-responsen blir forstemt. Dette er en unik kombinasjon. For å hindre hellingen/rullingen fra å bli for stor for den enkle strekksøyle i plattformen, blir den flytende konstruksjon ifølge denne oppfinnelse forstemt, dvs. at den konstrueres for å holde den naturlige helle/rulleperiode for konstruksjonen utenfor området for bølgeperiodene som er typisk i området 4-18 sekunder. Hvis den naturlige periode for hellingen/rullingen i konstruksjonen er over 30 sekunder, er konstruksjonen meget god. I alle tilfeller bør den naturlige rulle/hellingsperiode være godt over 20 sekunder som vanligvis er over den interessante bølgeperiode. Det er naturligvis kjent at noen perioder som forårsakes av dønninger kan være større enn 20 sekunder, men disse har vanligvis relativt lav bølgehøyde.
STLP forstemmes ved å bruke teorien for halvt-nedsenkbare konstruksjoner. Forstemming i forhold til helle/rulle-responsen betyr at helle/rulle-responsperioden må falle utenfor den interessante bølgeperiode som tidligere nevnt er fra 4 sekunder til omtrent 18 sekunder. Generelt kan den naturlige helle/rulle-responsperiode gjøres lenger ved å flytte de periferiske søyler innover og/eller redusere det totale vannplan gjennom søylene, dvs. deres tverrsnitt.
Fig. 6 viser en anordning med spennkabler 27 og stigerør 40 inne i den midtre søyle 30. Spennkablene er forbundet med forbindelser 42 som er festet til og båret fra midtsøylen 30 slik at belastningen på spennkablene 27 bæres direkte av midtsøylen 30. Fleksible forbindelser 44 er tilveiebrakt så nær vannflaten 38 som mulig. Dette hjelper til å begrense den midlere krengningsvinkel hovedsakelig på grunn av vindbelastninger under eksreme forhold. Stigerørene 40 strekker seg over vannflaten 38 og kan festes ved hjelp av vanlige tilkoplinger. Siden stigerør-ene 40 som er anbrakt inne i den midtre søyle 30 er beskyttet med bølgekrefter, kan det også være mulig å tilveiebringe enkle elastiske toppforbindelser. Boligkvarteret 46 som bærer helikop-terdekket 48, boretårnet 50, fakkeltårnet 52 og annet utstyr bæres på dekket 36.
Som tidligere nevnt er helle/rulleperioden for STLP ifølge denne oppfinnelse ikke nødt til å være mindre enn 4 sekunder som generelt kreves for TLP. Dessuten er den naturlige hivperiode ikke ebgrenset til å være mindre enn 4 sekunder, men kan tillates å nærme seg 6 sekunder eller mer, og dette gir flere fordeler. F.eks. kan mer elastiske (mykere) spennkabler brukes. For tverrsnitt med massivt materiale innebærer dette at det kreves mindre stål. viktigst er det at i mange tilfeller kan det brukes parallelle tråder eller til og med stålkabler med relativt stor stigning eller syntetiske fiberkabler (KEVLAR<®> aramidfiber, kullfiber og lignende). Alle disse kan vikles på relativt små tromler som muliggjør rask installering av strekkforankringen direkte fra STLP ved ankomst til feltet. Fig. 9 viser en but med spennkabler 28 som er sammen-satt av seks individuelle spennkabler 27. Denne frittstående spennkabelbunt kan installeres på fundamentet 58 før plattformen ankommer. Hvis disse spennkabler 27 er av stål, bør det være permanente oppdriftsanordninger 60 festet dertil. Denne oppdrift kan oppnås ved å tilsette syntaktisk skum. Oppdriften bør fortrinnsvis være lik halvparten av stålets vekt. Det er også vist en midlertidig oppdriftsmodul 62 øverst i spennkabelbunten 28. Spennkablene på fig. 9 kan koples mellom midtsøylen av STLP og forankringen på sjøbunnen, lik fremgangsmåten for å tilkople spennkabler mellom søylene i TLP og sjøbunnen. Fig. 8 viser en sjøbunnsmal 65 som har en ytterramme 66 med stigerør 41 som strekker seg gjennom hull i platen 68 i malen 65. Det er også tilveiebrakt flere forankringspæler 70 som forankrer malen 65 på kjent måte. De seks spennkabler 27 er hver festet til platen 29 ved hjelp av vanlig tilgjengelige fleksible forbindelser. Disse forbindelser for spennkabler, stigerør og forankringer til malen kan utføres ved å bruke kjente teknikker og kommersielt tilgjengelige utstyr. Ved å installere denne relativt lille, integrerte brønn/fundamentmal i én operasjon oppnås en vesentlig fordel i forhold til de mange kompliserte operasjoner som måtte planlegges og utføres i TLP fra kjent teknikk. Fig. 7A og 7B viser pontongarrangement for å bruke fem perifere søyler 74 tilkoplet en sentral søyle 76 ved hjelp av pontonger 75. Fig. 10 viser perifere søyler som ikke er tilkoplet ved hjelp av pontonger men ved hjelp av konstruksjonsavstivere. En hovedsøyle 30 er vist bærende et hoveddekk 36. Avstivere 78 er brukt for å hjelpe til å feste de perifere søyler 34 til dekket 36. Lette forankringsliner 80 er festet for å begrense slingring. Merk at spennkablene er flyttet til utsiden av den sentrale søyle, men virker fremdeles som en enkelt strekksøyle med bare begrenset hindring av helling/rulling. Forankringslinene 80 vil ikke ha noen virkning på den sentrale hiving.
Selv om oppfinnelsen er beskrevet ved noen foretrukne utførelser, kan andre utførelser foreslås og ytterligere andre vil fremkomme for en fagmann ved lesing og forståelse av den foregående beskrivelse. Det er ment at alle slike utførelser skal inkluderes innenfor oppfinnelsens ramme som er begrenset bare av det etterfølgende krav.

Claims (1)

  1. Strekkforankret plattform for bruk i et legeme av vann, omfattende et dekk (36), en sentral søyle (30) for å støtte dekket (36), utliggermoduler (34), forbindelses-anordninger for stiv forbindelse mellom modulene (34) og den sentrale søyle (30), en forankring (40) på sjøbunnen, KARAKTERISERT VED at den har ett og bare ett vertikalt strekkben (28) med en øvre og nedre ende, anordninger for å feste den øvre ende av strekkbenet (28) til den sentrale søyle (30) på et sted ved eller nær den vertikale linje gjennom tyngdepunktet, og på eller under det horisontale plan gjennom tyngdepunktet, og anordninger for å feste den nedre ende av strekkbenet (28) til forankringen (40).
NO881645A 1987-04-16 1988-04-15 Strekkforankret plattform NO174701C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/040,461 US4793738A (en) 1987-04-16 1987-04-16 Single leg tension leg platform

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO881645D0 NO881645D0 (no) 1988-04-15
NO881645L NO881645L (no) 1988-10-17
NO174701B true NO174701B (no) 1994-03-14
NO174701C NO174701C (no) 1994-06-22

Family

ID=21911104

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO881645A NO174701C (no) 1987-04-16 1988-04-15 Strekkforankret plattform

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4793738A (no)
EP (1) EP0287243B1 (no)
JP (1) JPS63279993A (no)
KR (1) KR880012843A (no)
CA (1) CA1307170C (no)
DE (1) DE3872747T2 (no)
DK (1) DK206188A (no)
NO (1) NO174701C (no)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR9005039A (pt) * 1990-10-09 1993-03-09 Petroleo Brasileiro Sa Plataforma semi-submersivel de producao
US5147148A (en) * 1991-05-02 1992-09-15 Conoco Inc. Heave-restrained platform and drilling system
US5135327A (en) * 1991-05-02 1992-08-04 Conoco Inc. Sluice method to take TLP to heave-restrained mode
US5150987A (en) * 1991-05-02 1992-09-29 Conoco Inc. Method for installing riser/tendon for heave-restrained platform
GB9224776D0 (en) * 1992-11-26 1993-01-13 Kvaerner Earl & Wright Improved tension leg platform
US5931602A (en) * 1994-04-15 1999-08-03 Kvaerner Oil & Gas A.S Device for oil production at great depths at sea
EP0716011A1 (en) * 1994-12-07 1996-06-12 Imodco, Inc. Tension leg platform production system
FR2793208B1 (fr) * 1999-05-04 2004-12-10 Inst Francais Du Petrole Systeme flottant a lignes tendues et methode de dimensionnement des lignes
ES2252026T3 (es) 1999-07-08 2006-05-16 Deepwater Marine Technology L.L.C. Subestructura compacta de plataforma de cables tensados.
AU2001275783A1 (en) * 2000-07-27 2002-02-13 Christoffer Hannevig Floating structure for mounting a wind turbine offshore
EP1339600B1 (en) * 2000-11-13 2005-01-19 Single Buoy Moorings Inc. Vessel comprising transverse skirts
US20040105725A1 (en) * 2002-08-05 2004-06-03 Leverette Steven J. Ultra-deepwater tendon systems
US6932542B2 (en) * 2003-07-14 2005-08-23 Deepwater Marine Technology L.L.C. Tension leg platform having a lateral mooring system and methods for using and installing same
GR20060100126A (el) * 2006-02-27 2007-10-02 Διονυσιος Χοϊδας Μεθοδοι και διαταξεις δεσμευσης διοξινων παραγομενων κατα την καυση οργανικης υλης
US8087849B2 (en) * 2006-02-28 2012-01-03 Seahorse Equipment Corporation Battered column tension leg platform
US7462000B2 (en) * 2006-02-28 2008-12-09 Seahorse Equipment Corporation Battered column tension leg platform
US8196539B2 (en) * 2006-03-02 2012-06-12 Seahorse Equipment Corporation Battered column offshore platform
US7854570B2 (en) * 2008-05-08 2010-12-21 Seahorse Equipment Corporation Pontoonless tension leg platform
DE102008029982A1 (de) 2008-06-24 2009-12-31 Schopf, Walter, Dipl.-Ing. Stabilisierungs- und Wartungseinrichtung für seilabgespannte am Meeresboden aufsitzende, sowie für verankerte schwimmende Trägereinrichtungen an Offshore-Energieanlagen
US20110206466A1 (en) * 2010-02-25 2011-08-25 Modec International, Inc. Tension Leg Platform With Improved Hydrodynamic Performance
US20110286802A1 (en) * 2010-05-21 2011-11-24 Jacobs Engineering Group Improved Subsea Riser System
DE202010010236U1 (de) 2010-07-12 2010-12-02 Reuter, Karl Verankerungssystem für schwimmfähige Pontons
JP6130207B2 (ja) * 2013-05-09 2017-05-17 清水建設株式会社 洋上風力発電用浮体構造物
CN103482026B (zh) * 2013-09-22 2015-10-28 江苏科技大学 一种用于超深水浮式结构物的混合式系泊系统及系泊方法
JP2017074947A (ja) * 2017-02-03 2017-04-20 清水建設株式会社 洋上風力発電用浮体構造物
SE542925C2 (en) 2018-01-19 2020-09-15 Freia Offshore Ab Floating wind power platform

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH372891A (fr) * 1961-11-17 1963-10-31 Vevey Atel Const Mec Installation de transmission entre deux arbres rotatifs de machine
GB1012370A (en) * 1963-11-08 1965-12-08 Frank Whittle Improvements in or relating to floating structures
US3389671A (en) * 1967-01-03 1968-06-25 Oscar A. Yost Floating assembly for off-shore drilling, mining or fishing platform
US3490406A (en) * 1968-08-23 1970-01-20 Offshore Co Stabilized column platform
US3643446A (en) * 1970-04-06 1972-02-22 Texaco Inc Marine platform foundation member
US3667239A (en) * 1970-04-30 1972-06-06 Texaco Inc Anchor for buoyant marine structures
US4152088A (en) * 1976-06-30 1979-05-01 Enterprise d'Equipments Mecaniques et Hydrauliques EMH Off-shore oil field production equipment
ES450616A1 (es) * 1976-08-11 1977-07-16 Fayren Jose Marco Instalacion para la explotacion de yacimientos petroliferos marinos.
ES451483A1 (es) * 1976-09-13 1983-10-16 Fayren Jose Marco Perfeccionamientos en artefactos flotantes.
NL7612046A (nl) * 1976-10-29 1978-05-03 Single Buoy Moorings Verbindingsconstructie tussen een drijvende inrichting en een anker.
US4155673A (en) * 1977-05-26 1979-05-22 Mitsui Engineering & Shipbuilding Co. Ltd. Floating structure
US4423983A (en) * 1981-08-14 1984-01-03 Sedco-Hamilton Production Services Marine riser system
US4576520A (en) * 1983-02-07 1986-03-18 Chevron Research Company Motion damping apparatus
US4646672A (en) * 1983-12-30 1987-03-03 William Bennett Semi-subersible vessel
US4585373A (en) * 1985-03-27 1986-04-29 Shell Oil Company Pitch period reduction apparatus for tension leg platforms
US4740109A (en) * 1985-09-24 1988-04-26 Horton Edward E Multiple tendon compliant tower construction

Also Published As

Publication number Publication date
KR880012843A (ko) 1988-11-29
DK206188D0 (da) 1988-04-15
DE3872747T2 (de) 1992-12-03
DK206188A (da) 1988-10-17
EP0287243A1 (en) 1988-10-19
JPS63279993A (ja) 1988-11-17
EP0287243B1 (en) 1992-07-15
CA1307170C (en) 1992-09-08
US4793738A (en) 1988-12-27
NO174701C (no) 1994-06-22
NO881645D0 (no) 1988-04-15
DE3872747D1 (de) 1992-08-20
NO881645L (no) 1988-10-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO174701B (no) Strekkforankret plattform
CN107690405B (zh) 漂浮式风力涡轮机组件及用于系泊该漂浮式风力涡轮机组件的方法
EP1339922B1 (en) Heave suppressed offshore drilling and production platform
US8418640B2 (en) Semisubmersible offshore platform with drag-inducing stabilizer plates
US6206614B1 (en) Floating offshore drilling/producing structure
EP2726362B1 (en) Offshore platform with outset columns
US5330293A (en) Floating production and storage facility
US8707882B2 (en) Offshore platform with outset columns
US7854570B2 (en) Pontoonless tension leg platform
US4983073A (en) Column stabilized platform with improved heave motion
MX2008013283A (es) Monocolumna fpso.
US8764346B1 (en) Tension-based tension leg platform
EP1339600B1 (en) Vessel comprising transverse skirts
US5054415A (en) Mooring/support system for marine structures
US3407766A (en) Stabilized floating structure
US9415843B1 (en) Floating driller
US20120114421A1 (en) Semi-submersible floating structure
US20070212170A1 (en) Method and apparatus for reducing set-down of a tension leg platform
Clauss The Conquest of the Inner Space-Challenges and Innovations in Offshore Technology
Sablok et al. Development of Harsh Environment Field With Ice Loadings Using Concrete Spar: Variability of Options
Chou et al. Innovative concept of a drilling and/or production platform for operating in Arctic and deep water
Clauss The Conquest of the Inner Space: Design and Analysis of Offshore Structures