NO20140858A1

NO20140858A1 - Underwater anchorage with flexible risers

Info

Publication number: NO20140858A1
Application number: NO20140858A
Authority: NO
Inventors: Eskil Høyvik
Original assignee: Subsea 7 Norway As
Priority date: 2014-07-04
Filing date: 2014-07-04
Publication date: 2016-01-05
Also published as: NO338921B1

Abstract

En undersjøisk fleksibel stigerørinstallasjon omfatter et havbunnfundament og et stigerør med bratt konfigurasjon forankret til havbunnen ved hjelp av fundamentet. En festeformasjon er festet i forhold til stigerøret, og en lokaliseringsformasjon er festet i forhold til fundamentet, begge på posisjoner som er hevet over havbunnen. Lokaliseringsformasjonen går i inngrep med festeformasjonen på stigerøret. Dette holder festeformasjonen og stigerøret igjen mot bevegelse når de slik er i inngrep og beskytter stigerørets base mot overbøying og materialtretthet. Figurel FigurejaAn underwater flexible riser installation includes a seabed foundation and a steep configuration with a steep configuration anchored to the seabed by means of the foundation. A fixation formation is fixed relative to the riser, and a location formation is fixed relative to the foundation, both at positions raised above the seabed. The localization formation engages with the mounting formation on the riser. This keeps the attachment formation and riser back from movement when engaged and protects the riser base from bending and material fatigue. Figurel Figureja

Description

Undersjøiske fleksible forankringsstigerør Subsea flexible anchor risers

Denne oppfinnelsen vedrører systemer og fremgangsmåter for å forankre dynamiske fleksible stigerør brukt i undersjøisk olje- og gassindustri. This invention relates to systems and methods for anchoring dynamic flexible risers used in the subsea oil and gas industry.

I offshore olje- og gassproduksjon må produksjonsfluid omfattende råolje og/eller naturgass transporteres fra et undersjøisk brønnhode til overflaten. I denne hensikt strømmer produksjonsfluid langs undersjøiske rørledninger omfattende brønnstrømsrør på havbunnen og stigerør som strekker seg oppover fra havbunnen. På overflaten gjennomgår typisk produksjonsfluidet behandling og midlertidig lagring på en overflateinstallasjon, slik som en plattform eller et flytende produksjons-, lagrings- og lossingsfartøy (FPSO). In offshore oil and gas production, production fluid comprising crude oil and/or natural gas must be transported from a subsea wellhead to the surface. To this end, production fluid flows along subsea pipelines comprising well flow pipes on the seabed and risers that extend upwards from the seabed. On the surface, the production fluid typically undergoes treatment and temporary storage on a surface installation, such as a platform or a floating production, storage and offloading (FPSO) vessel.

I denne beskrivelsen er henvisninger til stigerør ikke begrenset til rør som fører produksjonsfluid. Stigerør kan også inkludere dynamiske navlestrenger eller kabler, slik som kobber- og fiberoptiske kabler for å transportere fluider, kraft og/eller data mellom overflaten og havbunnen for å bistå undersjøiske produksjonsoperasjoner. In this description, references to risers are not limited to pipes carrying production fluid. Risers may also include dynamic umbilicals or cables, such as copper and fiber optic cables to transport fluids, power and/or data between the surface and the seabed to assist subsea production operations.

Stigerør omfatter typisk en bunnseksjon som løper generelt horisontalt parallelt med havbunnen, og en stående stigende seksjon som strekker seg fra bunnseksjonen mot overflaten. Den stigende seksjonen heller bratt eller er i det vesentlige vertikal og kan være i det vesentlige rett eller krum langs sin lengde. Risers typically comprise a bottom section that runs generally horizontally parallel to the seabed, and a vertical rising section that extends from the bottom section towards the surface. The ascending section is either steep or substantially vertical and may be substantially straight or curved along its length.

En skarpt krummet bunnbøyings- (eng.: bottom bend) eller nedhengsbøyings- (eng.: sag bend)seksjon omdirigerer stigerøret mellom den horisontale bunnseksjonen og den stående stigende seksjonen. Nedhengsbøyingsseksjonene strekker seg oppover langs stigerøret fra et landingspunkt ved hvilket stigerøret begynner å bøye seg bort fra kontakten med havbunnen. Det er i nedhengsbøyingsseksjonen at stigerøret er mest sårbart for skade på grunn av overbøying og materialtretthet når stigerøret bøyes inder installasjon og i bruk. A sharply curved bottom bend or sag bend section redirects the riser between the horizontal bottom section and the vertical rising section. The overhang bending sections extend upwards along the riser from a landing point at which the riser begins to bend away from contact with the seabed. It is in the suspension bending section that the riser is most vulnerable to damage due to over-bending and material fatigue when the riser is bent during installation and in use.

I en fritthengende konfigurasjon kan et stigerør være hengt opp som en kjedelinje som omdirigeres med relativ skarp krumning i nedhengsbøyingsseksjonen for å løpe langs havbunnen. Ulike andre konfigurasjoner er kjent, i hvilke et stigerør er gitt mellomliggende støtte ved oppdrift eller andre midler på ett eller flere steder midtvanns mellom overflaten og havbunnen. Slik mellomliggende støtte giren bølgende form til stigerørets stigende seksjon, noe som bidrar til å isolere nedhengsbøyingsseksjonen fra dynamisk bevegelse av den øvre enden av stigerøret, som kan drives av virkningen av bølger eller tidevann. Eksempler er 'lazy-S', 'steep-S', 'lazy-wave', 'steep-wave' og 'pliant-wave'-konfigurasjoner. Noen slike konfigurasjoner er beskrevet i American Petroleum lnstitute's anbefalte praksis for fleksible rør, publikasjon 17B (API RP17B). In a free-hanging configuration, a riser may be suspended as a catenary which is redirected with relatively sharp curvature in the sag bend section to run along the seabed. Various other configurations are known, in which a riser is provided with intermediate support by buoyancy or other means at one or more locations mid-water between the surface and the seabed. Such intermediate support imparts an undulating shape to the rising section of the riser, which helps to isolate the sag bending section from dynamic movement of the upper end of the riser, which may be driven by the action of waves or tides. Examples are 'lazy-S', 'steep-S', 'lazy-wave', 'steep-wave' and 'pliant-wave' configurations. Some such configurations are described in the American Petroleum Institute's Recommended Practice for Flexible Piping, Publication 17B (API RP17B).

Oppfinnelsen vedrører fleksible stigerør, eller i det minste stigerør som er fleksible i og rundt nedhengsbøyingsseksjonen. Fagmannen forstår klart betydningen av "fleksibel" i sammenheng med av fluidbærende ledninger, slik som stigerør; han forstår også forskjellen mellom fleksible og stive ledninger. The invention relates to flexible risers, or at least risers which are flexible in and around the suspension bending section. Those skilled in the art will clearly understand the meaning of "flexible" in the context of fluid-carrying conduits, such as risers; he also understands the difference between flexible and rigid wiring.

Spesifikt har betegnelsene "fleksibel" og "stiv" klare betydninger i den undersjøiske olje- og gassindustrien, som skiller seg i viktige henseender fra generelt språk og ut fra den mest begrensede betydningen av disse betegnelsene. Til tross for navnene er spesielt fleksible rør ikke fullstendig fleksible utover bøyebelastningen; stive rør er heller ikke uten fleksibilitet. Specifically, the terms "flexible" and "rigid" have clear meanings in the subsea oil and gas industry that differ in important respects from general language and from the most limited meaning of these terms. Despite their names, especially flexible pipes are not fully flexible beyond the bending stress; rigid pipes are not without flexibility either.

Fleksible rør brukt i den undersjøiske olje- og gassindustrien er beskrevet i API (American Petroleum lnstitute)-spesifikasjon 17J og API Anbefalt praksis 17B. Rørlegemet er sammensatt av en komposittstruktur av lagdelt materiale, i hvilken hvert lag har sin egen funksjon. Polymerrør og -innhyllinger sikrer typisk fluidtetthet og varmeisolasjon. Motsatt tilveiebringer stållag eller-elementer mekanisk styrke, for eksempel danner sammenlåsende stålbånd et skall eller en trykkhvelving, og en strekkarmering dannes av spiralviklet vaier. Fleksible rør termineres og samles ved hjelp av endebeslag. Flexible pipes used in the subsea oil and gas industry are described in API (American Petroleum Institute) Specification 17J and API Recommended Practice 17B. The pipe body is composed of a composite structure of layered material, in which each layer has its own function. Polymer tubes and casings typically ensure fluid tightness and thermal insulation. Conversely, steel layers or elements provide mechanical strength, for example interlocking steel bands form a shell or pressure vault, and a tensile reinforcement is formed by spirally wound wire. Flexible pipes are terminated and assembled using end fittings.

Strukturen til fleksible rør tillater stor bøyedefleksjon (eng.: bending deflection) uten betydelig økning i bøyespenning. Komposittstrukturens bøyegrense bestemmes av den elastiske grensen til strukturens ytterste plastlag, typisk den ytre mantelen, hvilken grense typisk er 6 % til 7 % bøyebelastning. Overskridelse av denne grensen fører til ugjenopprettelig skade på strukturen. Følgelig er minimum bøyeradius eller MBR til fleksible rør brukt i undersjøisk olje- og gassindustri typisk mellom 3 og 6 meter. The structure of flexible pipes allows large bending deflection without a significant increase in bending stress. The composite structure's bending limit is determined by the elastic limit of the structure's outermost plastic layer, typically the outer shell, which limit is typically 6% to 7% bending strain. Exceeding this limit leads to irreparable damage to the structure. Consequently, the minimum bend radius or MBR of flexible pipes used in the subsea oil and gas industry is typically between 3 and 6 meters.

Stive rør brukt i undersjøisk olje- og gassindustri er spesifisert i API-spesifikasjon 5L og Anbefalt praksis 1111.1 motsetning til fleksible rør består et stivt rør vanligvis av eller omfatter minst ett rør av fast stål eller stållegering. Ytterligere materiallag kan imidlertid legges til, slik som et innvendig kledningslag eller utvendig beleggingslag. Slike ytterligere lag kan omfatte polymer, metall eller komposittmateriale. Stive rør termineres med en skråkant eller en gjenge og er sammenstilt ende-mot-ende ved sveising eller ved å skru dem sammen. Rigid pipes used in the subsea oil and gas industry are specified in API Specification 5L and Recommended Practice 1111.1 unlike flexible pipes, a rigid pipe usually consists of or includes at least one pipe of solid steel or steel alloy. However, additional material layers can be added, such as an internal cladding layer or external coating layer. Such further layers may comprise polymer, metal or composite material. Rigid pipes are terminated with a bevel or a thread and are assembled end-to-end by welding or by screwing them together.

Den tillatte defleksjonen i drift for stive rør bestemmes av elastisitetsgrensen for stål, som er ca. 1 % bøyebelastning. Overskridelse av denne grensen førte til plastisk deformasjon av stålet. Det følger at MB R-en til stive rør brukt i undersjøisk olje- og gassindustri typisk er ca. 100 til 300 meter. Lett plastisk deformering kan imidlertid bøtes eller rettes på ved hjelp av mekaniske midler, slik som utretting. Under spoleleggingsinstallasjon av en stiv rørledning dannet av sveisede stive rør, kan den stive rørledningen slik spoles på en spole med en typisk radius på mellom 8 og 10 meter. Dette innebærer en bøyebelastning på mer enn 2 % for konvensjonelle diametere til stive rør, noe som krever at røret må rettes ut mekanisk under utspoling. The permissible deflection in operation for rigid pipes is determined by the elastic limit for steel, which is approx. 1% bending strain. Exceeding this limit led to plastic deformation of the steel. It follows that the MB R for rigid pipes used in the subsea oil and gas industry is typically approx. 100 to 300 meters. However, slight plastic deformation can be remedied or corrected by mechanical means, such as straightening. During coil laying installation of a rigid pipeline formed from welded rigid pipes, the rigid pipeline can thus be coiled on a coil with a typical radius of between 8 and 10 meters. This implies a bending stress of more than 2% for conventional rigid pipe diameters, which requires the pipe to be mechanically straightened during unwinding.

Polymerkomposittrør er også kjent, men er ennå ikke spesifisert i standarder skreddersydd for undersjøisk olje- og gassindustri. Slike rør er basert på et rør dannet av polymerharpiks forsterket av fibermateriale, slik som glassfibre eller karbonfibre. Ytterligere lag, slik som belegg, kan legges til. Som fleksible rør, termineres og sammenstilles polymerkomposittrør ved hjelp av endebeslag. Polymerkomposittrør er i det vesentlige stive, men kan tåle mer bøyebelastning enn stive stålrør; de kan imidlertid ikke bøyes like mye som fleksible rør. Polymer composite pipes are also known, but are not yet specified in standards tailored for the subsea oil and gas industry. Such tubes are based on a tube formed from polymer resin reinforced by fiber material, such as glass fibers or carbon fibers. Additional layers, such as coatings, can be added. Like flexible pipes, polymer composite pipes are terminated and assembled using end fittings. Polymer composite pipes are essentially rigid, but can withstand more bending stress than rigid steel pipes; however, they cannot be bent as much as flexible pipes.

Per lengde er fleksible stigerør dyrere enn stive stigerør, men de har ulike fordeler sammenlignet med stive stigerør. Et fleksibelt stigerør kan for eksempel følge en Per length, flexible risers are more expensive than rigid risers, but they have various advantages compared to rigid risers. A flexible riser can follow one, for example

strammere bøyeradius i nedhengsbøyingsseksjonen uten å risikere skade. Dette tillater en mer kompakt stigerørsanordning. I tillegg har et fleksibelt stigerør bedre egenskaper når det gjelder materialtretthet, det er mindre følsomt overfor virvelinduserte vibrasjoner og kan romme et større område av relativ bevegelse mellom sin øvre ende og tighter bending radius in the suspension bending section without risking damage. This allows for a more compact riser arrangement. In addition, a flexible riser has better material fatigue properties, is less sensitive to vortex-induced vibrations, and can accommodate a greater range of relative motion between its upper end and

landingspunktet. Å styre bøyningsradiusen til fleksible rør er imidlertid kritisk med hensyn til pålitelighet. the landing point. However, controlling the bend radius of flexible pipes is critical to reliability.

Oppfinnelsen dreier seg særlig om fleksible stigerøranordninger i hvilke et havbunnsanker eller -fundament som virker på stigerøret, styrer landingspunktet, slik at spenning i stigerøret overføres til ankeret og ikke til havbunnen ved landingspunktet. Slike ankere karakteriserer steep-S- og steep-wave-konfigurasjonene. The invention relates in particular to flexible riser devices in which a seabed anchor or foundation that acts on the riser controls the landing point, so that tension in the riser is transferred to the anchor and not to the seabed at the landing point. Such anchors characterize the steep-S and steep-wave configurations.

Sammen med ankeret kreves en føringsanordning for å holde et fleksibelt stigerør på det ønskede landingspunktet, samtidig som stigerøret beskyttes mot overdreven bøying eller materialtretthet i nedhengsbøyingsseksjonen. Along with the anchor, a guide device is required to hold a flexible riser at the desired landing point, while protecting the riser from excessive bending or material fatigue in the suspension bending section.

For eksempel beskriver EP 0894938 et fleksibelt stigerør hvis stigende seksjon støttes i en steep-S-konfigurasjon. Stigerørets nedhengsbøyingsseksjon er utstyrt med en bøyebegrensningsinnretning, også kjent som en bøyebegrenser. Bøybegrensningsinnretningen omfatter en serie leddelte sammenlåsingselementer, som ryggvirvler rundt stigerøret som samvirker med hverandre når stigerøret bøyer seg. Når elementene når en bøyegrense, låser de seg sammen for å tvinge en minimum bøyeradius på stigerøret de omgir. En bøyle klemmes rundt stigerørets nedhengsbøyingsseksjon, enten direkte eller via bøyebegrensningsinnretningen. Bøylen tjores fast av en vaierkobling til et fast tjoringspunkt på et dødvektsfundament. For example, EP 0894938 describes a flexible riser whose rising section is supported in a steep-S configuration. The riser's suspension bending section is equipped with a bending limiting device, also known as a bending limiter. The bending restraint device comprises a series of articulated interlocking elements, which are vertebrae around the riser which cooperate with each other when the riser bends. When the elements reach a bend limit, they lock together to force a minimum bend radius on the riser they surround. A hoop is clamped around the riser suspension bending section, either directly or via the bending restraint device. The hoop is tethered by a cable connection to a fixed tethering point on a dead weight foundation.

Vaierkoblingen ifølge EP 0894938 tillater bøylen og følgelig stigerørets nedhengsbøyingsseksjon å bevege seg i forhold til fundamentet. Samtidig som bøyebegrensningsinnretningen begrenser amplituden til dynamisk bøyning, vil følgelig nedhengsbøyingsseksjonen fortsatt være utsatt for gjentatte bøyesykluser og følgelig materialtretthet. I hovedsak motstår bøyebegrensningsinnretningen statiske belastninger ved overbøying under installasjon og berging av stigerøret, men den kan ikke effektivt motstå dynamiske belastninger forårsaket av bevegelse av stigerøret under drift. The cable connection according to EP 0894938 allows the hoop and consequently the riser suspension bending section to move relative to the foundation. Consequently, while the bending restraint device limits the amplitude of dynamic bending, the suspension bending section will still be subject to repeated bending cycles and consequently material fatigue. Essentially, the bending restraint device resists static loads due to overbending during installation and salvage of the riser, but it cannot effectively resist dynamic loads caused by movement of the riser during operation.

GB 2410756 beskriver én av søkerens tidligere løsninger for å forankre nedhengsbøyingsseksjonen til et fleksibelt stigerør. Denne løsningen omfatter et undersjøisk fundament utstyrt med en blokkskive for å trekke nedhengsbøyingsseksjonen i posisjon på toppen av fundamentet, til hvilket nedhengsbøyingsseksjonen deretter forbindes med sjakler. GB 2410756 describes one of the applicant's earlier solutions for anchoring the suspension bending section of a flexible riser. This solution comprises a subsea foundation equipped with a block washer to pull the sag bending section into position on top of the foundation, to which the sag bending section is then connected by shackles.

I GB 2410756 er nedhengsbøyingsseksjonen kledd med en hylse ved hjelp av en stiv krummet ledning som må festes på det fleksible stigerøret før legging. Vinkelen mellom den horisontale bunnseksjonen og den stående stigende seksjonen av stigerøret forhåndsbestemmes av ledningens krumning og er slik fastsatt før legging. Følgelig kan ikke buen tegnet av nedhengsbøyingsseksjonen endres under eller etter legging for å tilpasse toleranser i fundamentets posisjon og rørledningsseksjonenes lengde. US 2007/0081862 beskriver et alternativt stigerørforankringssystem for dybvannsanvendelser. I det eksempelet er stigerøret et hybrid stigerør som holdes stående og under strekk ved hjelp av en undersjøisk oppdriftsmodul posisjonert på en dybde under påvirkningen av bølgevirkning. Følgelig begrenser stigerørforankringssystemet oppadgående bevegelse av stigerøret snarere enn bøying forårsaket av lateral bevegelse av stigerøret. In GB 2410756 the suspension bending section is clad with a sleeve by means of a rigid curved wire which must be attached to the flexible riser before laying. The angle between the horizontal bottom section and the vertical rising section of the riser is predetermined by the curvature of the line and is thus fixed before laying. Consequently, the arc drawn by the suspension bending section cannot be changed during or after laying to accommodate tolerances in the position of the foundation and the length of the pipeline sections. US 2007/0081862 describes an alternative riser anchoring system for deep water applications. In that example, the riser is a hybrid riser that is held upright and under tension by means of a subsea buoyancy module positioned at a depth under the influence of wave action. Accordingly, the riser anchorage system limits upward movement of the riser rather than bending caused by lateral movement of the riser.

Ulike utførelsesformer av US 2007/0081862 bruker en vaier, en kjetting eller en stang som en kobling mellom et fundament og et stigerør. Under jevnt oppadgående spenning påført av et hybrid stigerør i dypt vann kan en vaier, kjetting eller stang hindre oppadgående bevegelse av stigerøret og derved effektivt opprettholde en ønsket krumning i nedhengsbøyingsseksjonen. Slike koblinger kan imidlertid ikke tåle kompresjons- eller bøyekrefter som ville påføres en kobling mellom et stigerør og et fundament i grunnere vann. I det tilfellet, som i EP 0894938 ovenfor, ville nedhengsbøyingsseksjonen utsettes for gjentatte bøyesykluser og følgelig materialtretthet. Various embodiments of US 2007/0081862 use a cable, a chain or a rod as a link between a foundation and a riser. Under steady upward tension applied by a hybrid riser in deep water, a wire, chain, or rod can prevent upward movement of the riser and thereby effectively maintain a desired curvature in the suspension bending section. However, such connections cannot withstand compression or bending forces that would be applied to a connection between a riser and a foundation in shallower water. In that case, as in EP 0894938 above, the suspension bending section would be subjected to repeated bending cycles and consequently material fatigue.

I tillegg er en stangkobling som foreslått i US 2007/0081862 ikke praktisk å installere i grunt vann: å innrette og feste en slik stang i en beholder lar seg ikke gjøre, ettersom stigerøret vil bevege seg under installering på grunn av sjøens dynamikk og installasjonsfartøyets hiv. For å få en stangkobling til å virke, må stangen være forhåndsinstallert på fundamentet, et forbindelsessystem må beveges fra fundamentet til den frie enden av stangen, og et innrettings- og festesystem må legges til for å koble stangen og stigerøret. US 2007/0081862 foreslår ingen slike tiltak. Noen utførelsesformer ifølge US 2007/0081862 omfatter også en fast føring gjennom hvilken et stigerør kan gli. En slik anordning er ikke egnet til et fleksibelt stigerør, ettersom friksjon vil slite bort den ytre mantelen til et slik stigerør. In addition, a rod coupling as proposed in US 2007/0081862 is not practical to install in shallow water: aligning and fixing such a rod in a container is not possible, as the riser will move during installation due to the dynamics of the sea and the heave of the installation vessel . To make a rod coupling work, the rod must be pre-installed on the foundation, a connection system must be moved from the foundation to the free end of the rod, and an alignment and fastening system must be added to connect the rod and riser. US 2007/0081862 suggests no such measures. Some embodiments according to US 2007/0081862 also comprise a fixed guide through which a riser can slide. Such a device is not suitable for a flexible riser, as friction will wear away the outer jacket of such a riser.

Det er på denne bakgrunnen at den foreliggende oppfinnelsen har blitt utformet. It is against this background that the present invention has been designed.

I én betydning beror oppfinnelsen på en undersjøisk fleksibel stigerørsinstallasjon, omfattende: et havbunnsfundament; et fleksibelt stigerør med bratt konfigurasjon forankret til havbunnen ved hjelp av fundamentet; en festeformasjon festet i forhold til stigerøret på en posisjon som er hevet over havbunnen; og en lokaliseringsformasjon festet i forhold til fundamentet på en posisjon som er hevet over havbunnen, der lokaliseringsformasjonen kan gå i inngrep med festeformasjonen på stigerøret for å holde igjen festeformasjonen og stigerøret mot bevegelse når de slik er i inngrep. In one sense, the invention relates to a subsea flexible riser installation, comprising: a seabed foundation; a flexible riser of steep configuration anchored to the seabed by means of the foundation; an attachment formation attached relative to the riser at a position elevated above the seabed; and a locating formation secured relative to the foundation at a position elevated above the seabed, wherein the locating formation can engage with the securing formation on the riser to restrain the securing formation and the riser against movement when so engaged.

Festeformasjonen er festet på praktisk vis direkte til stigerøret, men kan være bevegelig langs og låsbart i forhold til stigerøret. The attachment formation is practically attached directly to the riser, but can be movable along and lockable in relation to the riser.

Foretrukket omfatter installasjonen en stående stiv lokaliseringsstruktur som er festet stivt til eller er integrert i fundamentet, og som støtter stivt lokaliseringsformasjonen. Lokaliseringsformasjonen er på egnet vis orientert for å gå i inngrep med en ytre overflate til festeformasjonen som er innenfor 15° av vertikalen, generelt parallelt med en lignende orientert underliggende del av stigerøret. Preferably, the installation comprises a standing rigid locating structure which is rigidly attached to or is integrated into the foundation, and which rigidly supports the locating formation. The locating formation is suitably oriented to engage an outer surface of the attachment formation which is within 15° of vertical, generally parallel to a similarly oriented underlying portion of the riser.

Fordelaktig virker et trekkesystem direkte eller indirekte mellom stigerøret og fundamentet for å trekke festeformasjonen mot lokaliseringsformasjonen. Advantageously, a pulling system acts directly or indirectly between the riser and the foundation to pull the attachment formation towards the locating formation.

En låsemekanisme kan være tilveiebrakt for å låse festeformasjonen til lokaliseringsformasjonen. En slik mekanisme holder på egnet vis en konveks overflate til festeformasjonen i inngrep med en komplementær konkav lokaliseringsoverflate til lokaliseringsformasjonen. A locking mechanism may be provided to lock the attachment formation to the locating formation. Such a mechanism suitably holds a convex surface of the attachment formation in engagement with a complementary concave locating surface of the locating formation.

Stigerøret strekker seg typisk fra en generelt horisontal bunnseksjon til en generelt stående stigende seksjon via en krum nedhengsbøyingsseksjon som strekker seg oppover fra havbunnen. I det tilfellet er festeformasjonen foretrukket posisjonert over nedhengsbøyingsseksjonen. Festeformasjonen kan for eksempel være posisjonert på nivå med en stigende seksjon av stigerøret tilstøtende til nedhengsbøyingsseksjonen. The riser typically extends from a generally horizontal bottom section to a generally vertical rising section via a curved sag bend section that extends upward from the seabed. In that case, the attachment formation is preferably positioned above the sag bending section. The attachment formation may, for example, be positioned at the level of a rising section of the riser adjacent to the sag bending section.

En nedre bøyestyringsinnretning er foretrukket posisjonert mellom festeformasjonen og havbunnen for å virke på stigerørets nedhengsbøyingsseksjon. På lignende vis er en øvre bøyestyringsinnretning foretrukket posisjonert mellom festeformasjonen og en øvre ende av stigerøret for å virke på stigerørets stigende seksjon. I begge tilfeller støttes den øvre og/eller nedre bøyestyringsinnretningen på beleilig vis av festeformasjonen. A lower bending control device is preferably positioned between the anchoring formation and the seabed to act on the riser's suspension bending section. Similarly, an upper bending control device is preferably positioned between the attachment formation and an upper end of the riser to act on the rising section of the riser. In both cases, the upper and/or lower bending control device is conveniently supported by the attachment formation.

Konseptet ifølge oppfinnelsen omfatter også en fremgangsmåte for å forankre et fleksibelt undersjøisk stigerør med bratt konfigurasjon til havbunnen, der fremgangsmåten omfatter å bringe en festeformasjon i inngrep med en lokaliseringsformasjon, hvori festeformasjon er festet i forhold til stigerøret, og lokaliseringsformasjonen er festet i forhold til havbunnsfundamentet, begge på posisjoner som er hevet over havbunnen. The concept according to the invention also includes a method for anchoring a flexible submarine riser with a steep configuration to the seabed, where the method comprises bringing a fixing formation into engagement with a locating formation, wherein the fixing formation is fixed in relation to the riser, and the locating formation is fixed in relation to the seabed foundation , both at positions that are raised above the seabed.

Fremgangsmåten omfatter foretrukket å trekke festeformasjonen i inngrep med lokaliseringsformasjonen og deretter låse festeformasjonen som er i inngrep, til lokaliseringsformasjonen. The method preferably comprises pulling the attachment formation into engagement with the locating formation and then locking the engaging attachment formation to the locating formation.

Fordelaktig kan bøyninger i en stigende seksjon og/eller en nedhengsbøyingsseksjon til stigerøret begrenses eller avstives samtidig som korresponderende reaksjonslaster føres til fundamentet via festeformasjonen. Advantageously, bending in a rising section and/or a suspended bending section of the riser can be limited or stiffened at the same time that corresponding reaction loads are carried to the foundation via the fixing formation.

Festeformasjonen kan posisjoneres over havbunnen ved å bevege festeformasjonen langs stigerøret før festeformasjonen låses i forhold til stigerøret. The attachment formation can be positioned above the seabed by moving the attachment formation along the riser before the attachment formation is locked in relation to the riser.

Oppsummert tilveiebringer oppfinnelsen et system og en fremgangsmåte for å installere, forankre og feste den nedre bøyen til et fleksibelt stigerør i bratt konfigurasjon (særlig bratt-bølge eller bratt-S) i grunt vann. En basestruktur omfatter et fundament i havbunnen og en stående struktur med en beholder for å koble det fleksible stigerøret til den stående strukturen. Et trekkesystem, slik som en returblokkskive eller vinsj, trekker det fleksible stigerøret mot beholderen. In summary, the invention provides a system and method for installing, anchoring and securing the lower buoy of a flexible riser in a steep configuration (especially steep-wave or steep-S) in shallow water. A base structure comprises a foundation in the seabed and a standing structure with a container for connecting the flexible riser to the standing structure. A pulling system, such as a return block pulley or winch, pulls the flexible riser toward the container.

Oppfinnelsen tillater en bøyning i et fleksibelt rør å følge en forhåndsbestemt bane og holdes mot krefter som ellers ville forårsake bevegelse som fremmer materialtretthet. The invention allows a bend in a flexible pipe to follow a predetermined path and is held against forces that would otherwise cause movement that promotes material fatigue.

Tilbehør montert på det fleksible stigerøret kan omfatte: en bøyebegrensende innretning for å begrense krumning i bøyeregionen til det fleksible stigerøret; og en klemme for å koble et nedre punkt av en nesten vertikal stigende seksjon av stigerøret til beholderen. Tilbehør montert på det fleksible stigerøret kan også omfatte en trompetform eller en bøyeavstiver over klemmen for å håndtere bøyemomentet mellom den festede klemmens posisjon og den stigende seksjonen til stigerøret, hvis vinkel i forhold til vertikalen kan være opp til 15 °. Tilbehøret kan være i stand til å gli og til å låses på det fleksible stigerøret for nøyaktig posisjonering. Accessories mounted on the flexible riser may include: a bend limiting device to limit curvature in the bend region of the flexible riser; and a clamp for connecting a lower point of a nearly vertical rising section of the riser to the container. Accessories fitted to the flexible riser may also include a trumpet shape or a bending stiffener above the clamp to handle the bending moment between the position of the attached clamp and the rising section of the riser, the angle of which to the vertical may be up to 15°. The accessory may be capable of sliding and locking onto the flexible riser for precise positioning.

For at oppfinnelsen skal bli lettere å forstå vil det nå bli henvist, gjennom eksempler, til de medfølgende tegningene i hvilke: Figur 1 er et sideriss av en ankeranordning for et fleksibelt stigerør i samsvar med oppfinnelsen, der stigerøret trekkes mot en stående stiv lokaliseringsstruktur på toppen av et undersjøisk anker; og Figur 2 korresponderer med figur 2, men viser stigerøret i inngrep med en lokaliseringsformasjon til lokaliseringsstrukturen. Figur 1 og 2 viser en ankeranordning 10 i samsvar med oppfinnelsen for å forankre et fleksibelt stigerør 12 i en steep-wave- eller steep-S-konfigurasjon i grunt vann. "Grunn" betyr at vannet er grunt nok til at bølge- eller tidevannsvirkning som er typisk for lokaliseringen, påfører bevegelse langs lengden av stigerøret 12 under drift. En slik dybde kan for eksempel være 100 m til 500 m, der ca. 150 m er typisk. In order for the invention to be easier to understand, reference will now be made, through examples, to the accompanying drawings in which: Figure 1 is a side view of an anchor device for a flexible riser in accordance with the invention, where the riser is pulled against a standing rigid locating structure on the top of an underwater anchor; and Figure 2 corresponds to Figure 2, but shows the riser in engagement with a locating formation to the locating structure. Figures 1 and 2 show an anchor device 10 in accordance with the invention for anchoring a flexible riser 12 in a steep-wave or steep-S configuration in shallow water. "Shallow" means that the water is shallow enough that wave or tidal action typical of the location causes movement along the length of the riser 12 during operation. Such a depth can be, for example, 100 m to 500 m, where approx. 150 m is typical.

Stigerøret 12 strekker seg i kontinuerlig lengde gjennom ankeranordningen 10, og unngår følgelig en undersjøisk forbindelse, slik som en flensforbindelse, som ofte brukes ved basen av et stigerør i steep-wave-konfigurasjoner. Stigerøret 12 omfatter en stående stigende seksjon 12A som strekker seg mot overflaten (ikke vist), og en bunnseksjon 12B som strekker seg fra den stigende seksjonen 12A generelt horisontalt parallelt med havbunnen 14. En skarpt krummet nedhengsbøyingsseksjon 12C er anbrakt mellom den stigende seksjonen 12A og bunnseksjonen 12B. Nedhengsbøyingsseksjonen 12C strekker seg oppover langs stigerøret 12 fra et landingspunkt 16, ved hvilket stigerøret 12 begynner å bøye seg bort fra kontakt med havbunnen 14. The riser 12 extends in continuous length through the anchor assembly 10, thus avoiding a subsea connection, such as a flange connection, which is often used at the base of a riser in steep-wave configurations. The riser 12 comprises a vertical rising section 12A extending toward the surface (not shown), and a bottom section 12B extending from the rising section 12A generally horizontally parallel to the seabed 14. A sharply curved sag bend section 12C is located between the rising section 12A and bottom section 12B. The overhang bending section 12C extends upwards along the riser 12 from a landing point 16, at which the riser 12 begins to bend away from contact with the seabed 14.

I dette eksemplet heller den stigende seksjonen 12A bratt i en vinkel på opp til 15 ° på vertikalen tilstøtende til ankeranordningen 10, selv om denne helningen vil variere i samsvar med en eventuell krumning i den stigende seksjonen 12A langs sin lengde. In this example, the rising section 12A steeply slopes at an angle of up to 15° to the vertical adjacent to the anchor assembly 10, although this slope will vary in accordance with any curvature of the rising section 12A along its length.

Ankeranordningen 10 omfatter en rørformet hylse eller klemme 18 som omringer stigerøret 12, og er festet til stigerøret 12 ved en posisjon som er hevet over havbunnen 14. I dette eksempelet er klemmen 18 posisjonert rundt bunnen av den stigende seksjonen 12A, like over nedhengsbøyingsseksjonen 12C. Her opplever stigerøret 12 og dermed klemmen 18 intet bøyemoment i en nominal konfigurasjon. The anchor device 10 comprises a tubular sleeve or clamp 18 which surrounds the riser 12, and is attached to the riser 12 at a position that is elevated above the seabed 14. In this example, the clamp 18 is positioned around the bottom of the rising section 12A, just above the sag bending section 12C. Here, the riser 12 and thus the clamp 18 experience no bending moment in a nominal configuration.

Klemmen 18 kan festes til stigerøret 12 ved friksjon eller ved sveising; festefremgangsmåten vil avhenge av materialet av hvilket stigerøret 12 er dannet. Klemmen 18 kan festes til stigerøret 12 på et offshore fabrikasjonsanlegg eller offshore om bord på et installasjonsfartøy. The clamp 18 can be attached to the riser 12 by friction or by welding; the attachment method will depend on the material from which the riser 12 is formed. The clamp 18 can be attached to the riser 12 at an offshore fabrication facility or offshore on board an installation vessel.

Et undersjøisk anker 20 eller fundament, slik som en påle eller en dødvektsblokk, er nedsenket i havbunnen 14. En stående stiv lokaliseringsstruktur 22, hvis nedre ende er festet til ankeret 20 rager opp over ankeret 20. En øvre ende av lokaliseringsstrukturen 22 omfatter en lokaliseringsformasjon 24 som er formet som en beholder for å passe sammen med og holde klemmen 18 som omringer stigerøret 12.1 dette eksempelet har spesifikt lokaliseringsformasjonen 24 en komplementær konkav delvis sylinderformet seteflate 26 mot klemmen 18 i samme høyde som for klemmen 18 over havbunnen 14. Seteflaten 26 er orientert for å matche helningen til stigerøret 12 og følgelig til klemmen 18 i den høyden. A subsea anchor 20 or foundation, such as a pile or deadweight block, is submerged in the seabed 14. A standing rigid locating structure 22, the lower end of which is attached to the anchor 20 projects above the anchor 20. An upper end of the locating structure 22 comprises a locating formation 24 which is shaped as a container to mate with and hold the clamp 18 surrounding the riser 12.1 this example specifically the locating formation 24 has a complementary concave partially cylindrical seating surface 26 against the clamp 18 at the same height as for the clamp 18 above the seabed 14. The seating surface 26 is oriented to match the slope of the riser 12 and consequently of the clamp 18 at that height.

Lokaliseringsstrukturen 22 støtter en låsemekanisme 28 som virker i motsetning til lokaliseringsformasjonens 24 seteflate 26. I dette eksempelet omfatter låsemekanismen 28 begrensende bånd 30, selv om andre låseanordninger er mulige. The locating structure 22 supports a locking mechanism 28 which acts against the seating surface 26 of the locating formation 24. In this example, the locking mechanism 28 comprises restraining bands 30, although other locking devices are possible.

En vaier 32 er festet til klemmen 18 for å trekke klemmen 18 i inngrep med A wire 32 is attached to the clamp 18 to pull the clamp 18 into engagement with

lokaliseringsstrukturens 24 tetningsflate 26 under installasjon av stigerøret 12, som vist i figur 1. Ankeret 20 støtter en returblokkskive 34 rundt hvilken vaieren 28 passerer, slik at oppadgående spenning på vaieren 32 trekker klemmen 18 og stigerøret 12 nedover. Klemmen 18 ender i flenser 36 som går i inngrep med lokaliseringsformasjonen 24 over og under seteflaten 26 for å sikre aksial lokalisering av stigerøret 12. the locating structure 24 sealing surface 26 during installation of the riser 12, as shown in Figure 1. The anchor 20 supports a return block disc 34 around which the wire 28 passes, so that upward tension on the wire 32 pulls the clamp 18 and the riser 12 downwards. The clamp 18 ends in flanges 36 which engage the locating formation 24 above and below the seat surface 26 to ensure axial locating of the riser 12.

Når vaieren 32 og blokkskiven 34 er bruk til å trekke klemmen 16 i inngrep med lokaliseringsformasjonens 24 seteflate 26 som vist i figur 2, kan låsemekanismen 28 opereres av en dykker eller ROV for å omslutte klemmen 18 på stigerøret 12. Låsemekanismen 28 trekker klemmen 18 i nærere inngrep med lokaliseringsformasjonen 24 eller i det minste hindrer at klemmen 18 trekkes bort fra og dermed går ut av inngrep med lokaliseringsformasjonen 24. When the wire 32 and block washer 34 are used to pull the clamp 16 into engagement with the seat surface 26 of the locating formation 24 as shown in Figure 2, the locking mechanism 28 can be operated by a diver or ROV to enclose the clamp 18 on the riser 12. The locking mechanism 28 pulls the clamp 18 in closer engagement with the locating formation 24 or at least prevents the clip 18 from being pulled away from and thus out of engagement with the locating formation 24.

Når klemmen 18 går stivt i inngrep med lokaliseringsstrukturens 22 lokaliseringsformasjon 24, hindres klemmen 18 og stigerøret 12 i aksial og lateral bevegelse og også i rotasjon. Når klemmen 18 slik er i inngrep fungerer den som festeformasjon for å holde stigerørets 12 base i en fast posisjon i forhold til havbunnen 14. When the clamp 18 engages rigidly with the locating formation 24 of the locating structure 22, the clamp 18 and the riser 12 are prevented from axial and lateral movement and also from rotation. When the clamp 18 is thus engaged, it functions as a fastening formation to keep the base of the riser 12 in a fixed position in relation to the seabed 14.

Ankeranordningen 10 omfatter ytterligere øvre og nedre bøyningsstyringsinnretninger posisjonert rundt stigerøret 12 henholdsvis over og under klemmen 18. I dette eksempelet omfatter en øvre bøyestyringsinnretning en klokkeåpning 38, trompetform eller "tulipan" som demper overbøying og materialtretthet til stigerøret 12 ved å styre bøyemomentet mellom den festede klemmen 18 og den stigende seksjonen 12A til stigerøret 12. The anchor device 10 further comprises upper and lower bending control devices positioned around the riser 12 respectively above and below the clamp 18. In this example, an upper bending control device comprises a bell opening 38, trumpet shape or "tulip" which dampens over-bending and material fatigue of the riser 12 by controlling the bending moment between the attached the clamp 18 and the rising section 12A of the riser 12.

Klokkeåpningen 38 er en generelt konisk bøyebegrenser med trompetform som vender oppover, og som støttes av klemmen 18, for eksempel ved festing til øvre ende av klemmen 18 ved hjelp av bolter. Klokkeåpningen 38 haren horn- ellertrompetlignende form som er rotasjonssymmetrisk rundt en midtre lengdeakse, hvilken akse er innrettet med klemmens 18 midtre lengdeakse. Klokkeåpningen 38 kan være i to deler for å gjøre den i stand til å sammenstilles rundt stigerøret 12 offshore. The bell opening 38 is a generally conical bend limiter with a trumpet shape which faces upwards, and which is supported by the clamp 18, for example by attachment to the upper end of the clamp 18 by means of bolts. The bell opening 38 has a horn- or trumpet-like shape which is rotationally symmetrical around a central longitudinal axis, which axis is aligned with the central longitudinal axis of the clamp 18. The bell opening 38 can be in two parts to enable it to be assembled around the riser 12 offshore.

Det vil være tydelig at det stive inngrepet til klemmen 18 og lokaliseringsstrukturens 22 lokaliseringsformasjon 24 holder klokkeåpningen 38 stivt i forhold til ankeret 20 og gjør derved at klokkeåpningen 38 beskytter stigerøret 12 mer effektivt. It will be clear that the rigid engagement of the clamp 18 and the locating formation 24 of the locating structure 22 keeps the bell opening 38 rigid in relation to the anchor 20 and thereby makes the bell opening 38 protect the riser 12 more effectively.

I dette eksempelet er den nedre bøyestyringsinnretningen en ryggvirvelbøyebegrenser 40 som omfatter samvirkende elementer av stål eller polymer. En øvre ende av bøyebegrenseren 40 er festet til klemmen 18, slik at bøyebegrenseren 40 henger fra klemmen 18 rundt stigerøret 18. Bøyebegrenseren 40 strekker seg fra klemmen 18 langs nedhengsbøyingsseksjonen 12C og forbi landingspunktet 16 til stigerørets 12 bunnseksjon 12B. Bøyebegrenseren 40 beskytter særlig stigerørets 12 nedhengsbøyingsseksjon 12C i overbøying under installasjon, som vist i figur 1, men kan også tilveiebringe beskyttelse for stigerøret 12 i drift. In this example, the lower bending control device is a vertebral bending limiter 40 comprising cooperating elements of steel or polymer. An upper end of the bend limiter 40 is attached to the clamp 18, so that the bend limiter 40 hangs from the clamp 18 around the riser 18. The bend limiter 40 extends from the clamp 18 along the suspension bending section 12C and past the landing point 16 to the riser 12 bottom section 12B. The bending limiter 40 particularly protects the riser 12 suspension bending section 12C in overbending during installation, as shown in figure 1, but can also provide protection for the riser 12 in operation.

I en mulig variant av oppfinnelsen trenger ikke klemmen installeres i en vinkel som ikke gir bøyemoment i en nominal konfigurasjon. I stedet kan for eksempel klemmen holdes generelt horisontalt for å skape en overbøyingsseksjon til stigerøret mellom nedhengsbøyingsseksjonen og den stigende seksjonen til stigerøret inni klemmen. I det tilfellet kan klokkeåpningen i figur 1 og 2 erstattes med en underbøyerføring som tjener som en øvre bøyestyringsinnretning. In a possible variant of the invention, the clamp does not need to be installed at an angle that does not provide bending moment in a nominal configuration. Instead, for example, the clamp may be held generally horizontally to create an overbend section of the riser between the sag bend section and the rising section of the riser within the clamp. In that case, the bell opening in figures 1 and 2 can be replaced with a lower bend guide which serves as an upper bend control device.

I andre varianter av oppfinnelsen trenger ikke den øvre bøyestyringsinnretningen være en klokkeåpning eller en underbøyerføring, men kan i stedet være en bøyeavstiver, som igjen er festet til klemmen på egnet måte. En bøyeavstiver skiller seg fra en bøyebegrenser ved at den motstår bøying med progressivt økende motstand, særlig tilstøtende til grensesnittet mellom det fleksible stigerøret og den festede klemmen. På lignende vis trenger ikke den nedre bøyestyringsinnretningen være en bøyebegrenser, men kan i stedet være en bøyeavstiver eller en klokkeåpning med trompetform som vender nedover, der begge også er festet til klemmen på egnet måte. In other variants of the invention, the upper bending control device does not have to be a bell opening or a lower bending guide, but can instead be a bending stiffener, which in turn is attached to the clamp in a suitable way. A bend stiffener differs from a bend limiter in that it resists bending with progressively increasing resistance, particularly adjacent to the interface between the flexible riser and the attached clamp. Similarly, the lower bend control device need not be a bend limiter, but may instead be a bend stiffener or a bell opening with a downward facing trumpet shape, both of which are also suitably attached to the clamp.

Igjen - der en festet klemme støtter den øvre og/eller nedre bøyestyringsinnretningen, gjør dette at de beskytter stigerøret mer effektivt. Reaksjonslaster som oppstår på grunn av styring av bøyinger i stigerøret, kan også på egnet vis føres til ankeret og havbunnen via klemmen og lokaliseringsstrukturen. Again - where an attached clamp supports the upper and/or lower bend control device, this allows them to protect the riser more effectively. Reaction loads that occur due to the control of bends in the riser can also be appropriately transferred to the anchor and the seabed via the clamp and the locating structure.

Mange andre variasjoner er mulige innenfor oppfinnelsens konsept. Blokkskiven kan for eksempel være en kasteblokk hvis sideplate kan åpnes for å sette inn vaieren uten at vaieren må tres gjennom blokken. Alternativt kan en vinsj erstatte blokkskiven. For å takle høye innrettingslaster under den siste delen av inntrekkingen, kan et hydraulisk trekkesystem brukes i tillegg til en vaier, blokkskive eller vinsj, og slik potensielt redusere ankeres størrelse eller vekt. Many other variations are possible within the concept of the invention. The block pulley can, for example, be a throwing block whose side plate can be opened to insert the wire without the wire having to be threaded through the block. Alternatively, a winch can replace the block disc. To cope with high alignment loads during the final part of the pull-in, a hydraulic pulling system can be used in addition to a cable, sheave or winch, potentially reducing anchor size or weight.

Klemmen og/eller den øvre og/eller nedre bøyestyringsinnretningen kan anordnes for å gli langs og deretter låses til stigerøret for nøyaktig posisjonering i forhold til nedhengsbøyingsseksjonen. Slike operasjoner kan utføres over og foretrukket under vannoverflaten. The clamp and/or the upper and/or lower bending control device can be arranged to slide along and then lock to the riser for precise positioning relative to the suspension bending section. Such operations can be carried out above and preferably below the water surface.

Claims

1. Subsea flexible riser installation, comprising: a seabed foundation; a flexible riser of steep configuration anchored to the seabed by means of the foundation; an attachment formation attached relative to the riser at a position elevated above the seabed; and a locating formation secured relative to the foundation at a position elevated above the seabed, wherein the locating formation can engage with the securing formation on the riser to restrain the securing formation and the riser against movement when so engaged.

2. The installation according to claim 1, and which comprises a standing rigid localization structure which is fixed rigidly to or is integrated into the foundation, and which rigidly supports the localization formation.

3. The installation according to claim 1 or claim 2, in which the attachment formation is attached directly to the riser.

4. The installation according to any preceding claim, further comprising a pulling system acting directly or indirectly between the riser and the foundation to pull the attachment formation towards the locating formation.

5. The installation according to any preceding claim, comprising a locking mechanism for locking the attachment formation to the locating formation.

6. The installation according to claim 5, wherein the locking mechanism holds the convex surface of the attachment formation in engagement with a complementary concave locating surface of the locating formation.

7. The installation according to any preceding claim, wherein the riser extends from a generally horizontal bottom section to a generally vertical rising section via a curved sag section extending upward from the seabed, and the attachment formation is positioned above the sag section.

8. The installation according to claim 7, wherein the fastening formation is positioned at the level of a rising section of the riser adjacent to the sag bending section.

9. The installation according to claim 7 or claim 8, further comprising a lower bending control device positioned between the anchoring formation and the seabed to act on the riser suspension bending section.

10. The installation according to any one of claims 7 to 9, further comprising an upper deflection control device positioned between the attachment formation and an upper end of the riser to act on the rising section of the riser.

11. The installation according to claim 9 or claim 10, in which the bending control device is supported by the attachment formation.

12. The installation according to any preceding claim, wherein the locating formation is oriented to engage a fastening formation which is within 15° of the vertical.

13. The installation according to any preceding claim, wherein the attachment formation is movable along and lockable relative to the riser.

14. Method of anchoring a flexible subsea riser of steep configuration to the seabed, the method comprising bringing an attachment formation into engagement with a locating formation, wherein the attachment formation is attached relative to the riser, and the locating formation is attached relative to the seabed foundation, both at positions which is raised above the seabed.

15. The method according to claim 14, comprising pulling the attachment formation into engagement with the locating formation and then locking the engaging attachment formation to the locating formation.

16. The method according to claim 14 or claim 15, comprising limiting or stiffening bends in a rising section and/or a suspended bending section of the riser, while corresponding reaction loads are carried to the foundation via the fastening formation.

17. The method according to any one of claims 14 to 16, comprising positioning the attachment formation in a position that is raised above the seabed, by moving the attachment formation along the riser before the attachment formation is locked in relation to the riser.