NO302349B1

NO302349B1 - Device for mooring a floating tensioning platform

Info

Publication number: NO302349B1
Application number: NO904519A
Authority: NO
Inventors: Andrew F Hunter; James D Bozeman
Original assignee: Conoco Inc
Priority date: 1987-10-06
Filing date: 1990-10-18
Publication date: 1998-02-23
Also published as: NO904519D0; NO904519L

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en anordning for fortøyning av en flytende strekkstagplattform, ifølge kravinnled-ningen. The present invention relates to a device for mooring a floating tie rod platform, according to the preamble.

Med den gradvise tømming av forekomster på land og på grunne undersjøiske steder, er søkingen etter flere petroleums-forekomster blitt utvidet til stadig dypere vann på verdens ytterste kontinentalsokler. Ettersom slike dype forekomster oppdages, er det blitt utviklet stadig mer kompliserte produk-sjonsutstyr. Det er antatt at det snart vil være behov for of f shoreutstyr for boring på 2 000 meter eller mer. Siden bunnfundamenterte konstruksjoner generelt er begrenset til vanndybder på ikke mer enn omtrent 500 meter på grunn av størrelsen som kreves av konstruksjonen, er andre såkalte ettergivende konstruksjoner blitt utviklet. With the gradual depletion of deposits on land and in shallow underwater locations, the search for more petroleum deposits has been extended to ever deeper waters on the world's outermost continental shelves. As such deep deposits are discovered, increasingly complicated production equipment has been developed. It is assumed that there will soon be a need for offshore equipment for drilling at 2,000 meters or more. Since bottom-foundation structures are generally limited to water depths of no more than about 500 meters due to the size required of the structure, other so-called yielding structures have been developed.

En slik ettergivende konstruksjon som har fått betydelig oppmerksomhet er en strekkforankret plattform (TLP). En strekkstagplattform omfatter en halvt nedsenkbar flytende plattform forankret til pælede fundamenteringer på sjøbunnen gjennom flere vertikale elementer eller fortøyningskabler kalt forankringsben. Forankringsbenene holdes hele tiden i strekk ved at oppdriften i strekkstagplattformen overskrider driftsvekten under alle miljøforhold. Fortøyningsutstyret i plattformen blir ettergivende hindret mot sideveis forskyvning og tillater en begrenset skrensning, svaiing og slingring. Bevegelsene i vertikal retning slik som hiv, stamping og rulling blir fullsten-dig hindret av forankringsbenene. One such yielding structure that has received considerable attention is a tension anchored platform (TLP). A tension stay platform comprises a semi-submersible floating platform anchored to pile foundations on the seabed through several vertical elements or mooring cables called anchor legs. The anchoring legs are kept in tension at all times by the fact that the buoyancy in the tie rod platform exceeds the operating weight under all environmental conditions. The mooring equipment in the platform is resiliently restrained against lateral displacement and allows a limited shearing, swaying and swaying. The movements in the vertical direction such as heaving, stomping and rolling are completely prevented by the anchoring legs.

Tidligere plattformutførelser har brukt tykkveggede stålrør som fortøyningselementer. Disse fortøyningselementer omfatter vanligvis flere sammenkoplede korte, tykkveggede rør som blir sammensatt del for del inne i hjørnesøylene i plattformen og således gradvis forlenget gjennom vannet til en bunnfunda-mentert forankringskonstruksjon. Disse forankringsben utgjør en betydelig vekt i forhold til den flytende plattform, noe som må overvinnes ved hjelp av den flytende konstruksjons oppdrift. Som et eksempel bruker verdens første, og til dato den eneste kommersielle strekkforankringsplattform installert på den britiske del av Nordsjøen, flere rørforbindelser med en meter lengde og en ytterdiameter på 25 cm og et langsgående hull på vel 7 cm. Forankringsbenene som sammensettes fra disse skjøter har en vekt i vannet på omtrent 100 kg/fot. På den vel 160 m's dybde som denne plattform er installert, må tyngden av 16 slike stag overvinnes av den flytende konstruksjons oppdrift. Med de stadig lengre fortøyningselementer som krever for å montere en plattform på dypere vann, vil derfor en flytende konstruksjon som har den nødvendige oppdrift for å overvinne disse svære vekter, til slutt bli så stor at den blir uøkonomisk. Videre tilkommer vekten av håndteringsutstyret for installering og gjenvinning av de lange, tunge forankringsben hvilket gjør plattformutstyret ekstra kostbart og komplisert. Flottørutstyr kan festes til benene, men deres pålitelighet over tid er tvilsom. Videre vil en ekstra oppdrift forårsake en økning av de hydrodynamiske krefter som virker mot benkonstruksjonen. Previous platform designs have used thick-walled steel pipes as mooring elements. These mooring elements usually comprise several interconnected short, thick-walled pipes which are assembled part by part inside the corner columns of the platform and thus gradually extended through the water to a bottom-founded anchoring structure. These anchoring legs constitute a significant weight in relation to the floating platform, which must be overcome by means of the buoyancy of the floating structure. As an example, the world's first, and to date the only commercial tension anchoring platform installed in the British part of the North Sea, uses several pipe connections with a length of one meter and an outer diameter of 25 cm and a longitudinal hole of about 7 cm. The anchor legs which are assembled from these joints have a weight in the water of approximately 100 kg/ft. At the 160 m depth at which this platform is installed, the weight of 16 such struts must overcome by the floating structure's buoyancy. Therefore, with the increasingly longer mooring elements required to mount a platform in deeper water, a floating structure that has the necessary buoyancy to overcome these heavy weights will eventually become so large that it becomes uneconomical. Furthermore, the weight of the handling equipment for installation and recovery of the long, heavy anchoring legs is added, which makes the platform equipment extra expensive and complicated. Flotation devices can be attached to the legs, but their reliability over time is questionable. Furthermore, an additional buoyancy will cause an increase in the hydrodynamic forces acting against the leg structure.

I tillegg til vekten kommer også kostnaden og den kompliserte håndtering og endetilkopling av slike forankringsben. I hver hjørnesøyle i den flytende konstruksjon må f eks et komplisert nedsenknings- og strekkutstyr tilveiebringes for å sette sammen og strekke og gjenvinne hvert forankringsben i det respektive hjørne. Etter at forankringsbenene er anbragt i stilling må dessuten en elastisk forbindelsesanordning tilveiebringes for å muliggjøre sideveis bevegelse av plattformen i forhold til forankringen. En typisk konstruksjon i så måte er en tverrbærende konstruksjon som beskrevet i US 4 391 554. In addition to the weight, there is also the cost and the complicated handling and end connection of such anchoring legs. In each corner column of the floating structure, for example, a complicated immersion and stretching equipment must be provided to assemble and stretch and recover each anchor leg in the respective corner. After the anchoring legs have been placed in position, an elastic connection device must also be provided to enable lateral movement of the platform in relation to the anchoring. A typical construction in this respect is a cross-bearing construction as described in US 4,391,554.

En anordning må også tilveiebringes på den nedre ende av forankringsbenene for sammenkopling til fundamenteringsfor-ankringen. De fleste foreslåtte forankringstilkoplinger er av innsetningstypen som beskrevet i US 4 611 953, US 4 459 993 og US 4 439 055. Disse kompliserte konstruksjoner omfatter en elastisk bæresammenstilling lik som en type av mekanisk lås som aktiveres ved hjelp av fjærer og/eller hydrauliske krefter. Naturligvis må den kompliserte sammensetning og kostnad, lik som feilmuligheter tas i betraktning ved slike konstruksjoner. En annen type forankringstilkopling som er blitt foreslått men som aldri er blitt brukt, er blitt beskrevet i GB 1 604 358. Dette patent inkluderer wirestag-forstørrede endedeler som sammenkoples til forankringsanordningen ved hjelp av en kjetting fra siden og løkke. A device must also be provided on the lower end of the anchoring legs for connection to the foundation anchorage. Most proposed anchoring connections are of the insertion type as described in US 4,611,953, US 4,459,993 and US 4,439,055. These complicated designs include a resilient support assembly similar to a type of mechanical lock that is activated by means of springs and/or hydraulic forces . Naturally, the complicated composition and cost, as well as the possibility of errors, must be taken into account with such constructions. Another type of mooring connection which has been proposed but never used has been described in GB 1 604 358. This patent includes wire rod enlarged end members which connect to the mooring device by means of a side chain and loop.

Med anordningen ifølge oppfinnelsen, slik den er definert med de i kravene anførte trekk, unngås de foran nevnte ulemper med kjente utførelser. With the device according to the invention, as it is defined with the features listed in the claims, the aforementioned disadvantages of known designs are avoided.

Forskjellige trekk, egenskaper med oppfinnelsen vil fremgå etter lesning av den følgende beskrivelse. Various features and characteristics of the invention will become apparent after reading the following description.

Formålet med oppfinnelsen oppnås som beskrevet heretter, i forbindelse med de medfølgende tegninger som danner del av denne spesifikasjon og hvor figur 1 viser et sideriss av en strekkforankringsplattform med trekkene fra oppfinnelsen, figur 2A-F viser skjematiske riss som viser fremgangsmåten for trinnvis installering av ett av fortøyningsstagene på strekkstagplattformen ifølge oppfinnelsen, figur 3 viser et skjematisk riss av et mellomtrinn ved installering av toppen av staget under instal-leringsfremgangsmåten vist på figur 2A-F, figur 4 viser et topplanriss av ett av toppfesteanordningene for staget med staget på plass ifølge oppfinnelsen, figur 5 viser et sideriss, delvis i snitt, av toppstagets tilkopling og festeanordning med sideinngang, vist på figur 4, figur 6 viser et isometrisk riss av en fundamenteringsmal med festeanordningen for staget, ifølge oppfinnelsen, figur 7A-7C viser trinnvise riss av stagets bunntil-koplings fremgangsmåte ved installering av fortøyningsstagene ifølge oppfinnelsen, figur 8 viser et sideriss, delvis i snitt, som viser en av bunnfesteanordningene for stagene med den for-størrede bunnende av et stag installert, og figur 9 viser et skjematisk planriss av et fortøyningsstag som viser endetilkop-lingene, slik som de vil se ut under uttauingen. The purpose of the invention is achieved as described below, in connection with the accompanying drawings which form part of this specification and where figure 1 shows a side view of a tensile anchoring platform with the features from the invention, figures 2A-F show schematic drawings showing the method for step-by-step installation of a of the mooring stays on the tension stay platform according to the invention, Figure 3 shows a schematic diagram of an intermediate step in installing the top of the stay during the installation procedure shown in Figures 2A-F, Figure 4 shows a top view of one of the top fixing devices for the stay with the stay in place according to the invention , figure 5 shows a side view, partially in section, of the top strut connection and fastening device with side entry, shown in figure 4, figure 6 shows an isometric view of a foundation template with the fastening device for the strut, according to the invention, figures 7A-7C show step-by-step drawings of the strut bottom connection procedure when installing the mooring stays i according to the invention, Figure 8 shows a side view, partially in section, showing one of the bottom fixing devices for the stays with the enlarged bottom of a stay installed, and Figure 9 shows a schematic plan view of a mooring stay showing the end connections, such as the will look like during thawing.

Med henvisning nå til tegningene hvor foretrukne utførelser av oppfinnelsen er vist for illustrasjonsformål og som ikke er begrensende, viser figur 1 en strekkforankringsplattform (TLP) 20 i samsvar med oppfinnelsen. Plattformen 20 er installert på vannet 22 med en overflate 24 og en bunn 26. Plattformen 20 omfatter en halvt nedsenkbar konstruksjon 28 som flyter på overflaten 24 av vannet 22. Referring now to the drawings where preferred embodiments of the invention are shown for illustrative purposes and which are not limiting, Figure 1 shows a tension anchoring platform (TLP) 20 in accordance with the invention. The platform 20 is installed on the water 22 with a surface 24 and a bottom 26. The platform 20 comprises a semi-submersible structure 28 which floats on the surface 24 of the water 22.

Den flytende konstruksjon 28 omfatter generelt et antall vertikale, sylindriske søyler 30 som er sammenkoplet under overflaten 24 ved hjelp av flere horisontalt anbrakte pongtonger 32. I den foretrukne konstruksjon som er vist på tegningene, omfatter den flytende konstruksjon 28 fire sylindriske søyler 30 sammenkoplet av fire pongtonger 32 av samme lengde, i en vesentlig kvadratisk form sett i planet. Det vil fremgå at også andre former er mulig, inkludert variasjoner av pongtongenes og søylenes form og at antallet søyler kan variere fra tre til åtte eller flere uten at det generelle konsept for en halvt nedsenkbar konstruksjon som passer for bruk som en plattform, fravikes. The floating structure 28 generally comprises a number of vertical cylindrical columns 30 which are interconnected below the surface 24 by means of several horizontally placed pontoons 32. In the preferred structure shown in the drawings, the floating structure 28 comprises four cylindrical columns 30 interconnected by four pontoons 32 of the same length, in a substantially square shape seen in plan. It will be seen that other forms are also possible, including variations in the shape of the pontoons and columns and that the number of columns can vary from three to eight or more without deviating from the general concept of a semi-submersible structure suitable for use as a platform.

En dekkonstruksjon er 34 anbragt på, og spenner over toppen av de vertikale, sylindriske søyler 30 og kan omfatte flere dekknivå etter behov for å bære ønsket utstyr, slik som produksjonsbrønnhoder for hydrokarboner, stigerørshåndteringsut-styr, bore- og/eller arbeidsutstyr, boliger, landingsplass for helikopter o.l. etter behov for den respektive installasjon. A deck structure is 34 placed on, and spans the top of the vertical, cylindrical columns 30 and can include several deck levels as needed to carry the desired equipment, such as production wellheads for hydrocarbons, riser handling equipment, drilling and/or work equipment, housing, landing place for helicopters etc. as required for the respective installation.

En fundamenteringsmal 36 er plassert på bunnen 26 av sjøen 22 og er anbragt ved hjelp av flere forankringspæler 38 mottatt i pælef ør inger 39 og som strekker seg ned i grunnen 40 under sjøbunnen 26. Fundamenteringsmalen omfatter flere festeanordninger 42 for staget med sideinngang, plassert ved hjørnene av malen 36 og anbragt ved hjelp av pæleføringer 39. Malen 36 kan omfatte brønnåpninger for boring og produksjon av undersjøiske hydrokarboner, lagringstanker o.l. A foundation template 36 is placed on the bottom 26 of the sea 22 and is placed with the help of several anchoring piles 38 received in pile guides 39 and which extend down into the ground 40 below the seabed 26. The foundation template includes several fastening devices 42 for the strut with side entry, placed at the corners of the template 36 and placed by means of pile guides 39. The template 36 can include well openings for drilling and production of underwater hydrocarbons, storage tanks and the like.

Den halvt nedsenkbare flytende konstruksjon 28 er fortøyd over fundamenteringsmalen 36 ved hjelp av flere forankringsben 44 som strekker seg fra hjørnene i den flytende konstruksjon 28 til hjørnene av fundamenteringsmalen 36. Hvert forankringsben 44 omfatter et fortøyningsstag 46 som er festet øverst til en stagfortøyningsavsats 48 med sideinngang, plassert på ytterflaten av de vertikale sylindriske søyler 30 på den flytende konstruksjon 28, og er koplet nederst til ett av stagenes festeanordninger 42 med sideinngang, plassert på fundamenteringsmalen 36. The semi-submersible floating structure 28 is moored above the foundation template 36 by means of a plurality of anchor legs 44 which extend from the corners of the floating structure 28 to the corners of the foundation template 36. Each anchor leg 44 includes a mooring stay 46 which is attached at the top to a stay mooring ledge 48 with side entry , placed on the outer surface of the vertical cylindrical columns 30 on the floating structure 28, and is connected at the bottom to one of the struts' fastening devices 42 with side entry, placed on the foundation template 36.

Fortøyningsstagene 46 omfatter en tynnvegget rørformet midtre del 50 (figur 9) med mindre diameter, tykkveggede øvre og nedre stagkoplingsdeler hhv. 52, 54 som er sammenkoplet med den midtre del 50 ved hjelp av øvre og nedre avsmalnede deler hhv. 56, 58. Den øvre stagkoplingsdel 52 inkluderer en forstørret øvre elastisk tilkopling 60 som er justerbart anbragt langs lengden av den øvre stagkoplingsdel 52 ved hjelp av skruegjenger eller annen justeringsanordning som vil bli beskrevet heretter. På denne måte kan stagets 46 effektive lengde justeres. På liknende måte inkluderer den nedre stagkoplingsdel 54 en forstørret nedre elastisk tilkopling 62 på et fast sted ved den nedre ende av den nedre stagkoplingsdel 54 som likeledes vil bli beskrevet heretter. The mooring stays 46 comprise a thin-walled tubular middle part 50 (figure 9) with a smaller diameter, thick-walled upper and lower stay connecting parts respectively. 52, 54 which are connected to the middle part 50 by means of upper and lower tapered parts respectively. 56, 58. The upper strut connection part 52 includes an enlarged upper elastic connection 60 which is adjustably arranged along the length of the upper strut connection part 52 by means of screw threads or other adjusting device which will be described hereafter. In this way, the effective length of the rod 46 can be adjusted. Similarly, the lower strut connection part 54 includes an enlarged lower elastic connection 62 at a fixed location at the lower end of the lower strut connection part 54 which will likewise be described hereafter.

Rekkefølgen vist på figur 2A-2F viser installering av et enkelt fortøyningsstag ifølge fremgangsmåten i oppfinnelsen. Det er forutsatt at siden flere fortøyningsstag kreves for å tjore en plattform, blir flere fortøyningsstag installert enten samtidig eller etter hverandre. Som et eksempel kan et stag fra hver søyle 30 installeres samtidig. The sequence shown in Figures 2A-2F shows the installation of a single mooring stay according to the method of the invention. It is assumed that since multiple mooring rods are required to moor a platform, multiple mooring rods are installed either simultaneously or one after the other. As an example, a brace from each column 30 can be installed simultaneously.

Ifølge oppfinnelsen blir fundamenteringsmalen 36 installert på forhånd på bunnen 26 av vannet 22. Plasseringen av fundamenteringsmalen kan utføres ved hjelp av pæler som drives inn i sjøbunnens grunn eller malen 36 kan omfatte en såkalt gravitasjonsbunn som holder stillingen ved hjelp av dens størrelse og vekt. Malen 36 kan inkludere en eller flere brønnåpninger som er boret på forhånd og som kan kompletteres for å tappe undersjøiske hydrokarbonformasjoner og deretter stenges av inntil tilkopling til en flytende plattform kan utføres. According to the invention, the foundation template 36 is installed in advance on the bottom 26 of the water 22. The placement of the foundation template can be carried out with the help of piles that are driven into the bottom of the seabed or the template 36 can comprise a so-called gravity bottom which holds its position with the help of its size and weight. The template 36 may include one or more well openings that are pre-drilled and that may be completed to tap subsea hydrocarbon formations and then shut off until connection to a floating platform can be made.

Den halvt nedsenkbare flytende konstruksjon 28 anbrin-ges over fundamenteringsmalen 36. Anbringelsen kan utføres ved hjelp av midlertidig kjedelinjefortøyning av den flytende konstruksjon 28 eller, for å unngå forstyrrelser fra fortøy-ningskjedene under installeringen, kan den flytende konstruksjon fortrinnsvis holdes i stilling ved hjelp av ett eller flere fartøyer som f eks taubåter og/eller kranlektere (ikke vist). Det vil fremgå at den vesentlig faste anbringelse av den flytende konstruksjon 28, vesentlig direkte vertikalt over fundamenteringsmalen 36, er nødvendig for installeringen. The semi-submersible floating structure 28 is placed over the foundation template 36. The placement can be carried out by means of temporary chain line mooring of the floating structure 28 or, to avoid interference from the mooring chains during installation, the floating structure can preferably be held in position by means of one or more vessels such as towboats and/or crane barges (not shown). It will be seen that the substantially fixed placement of the floating structure 28, substantially directly vertically above the foundation template 36, is necessary for the installation.

Fortøyningsstaget 46 konstrueres på forhånd som en enhetlig konstruksjon og kan taues til installeringsstedet ved hjelp av en oppdriftsmetode og ved hjelp av en fremre og bakre taubåt hhv. 64, 66. Konstruksjonsfremgangsmåten for fortøynings-stagene 46 er vesentlig lik den som er beskrevet for konstruksjonen og transporten av undersjøiske strømledninger beskrevet i US 4 363 566, selv om andre liknende fremgangsmåter kan brukes. I denne fremgangsmåte blir individuelle korte rørlengder sveiset sammen til en enhetlig konstruksjon. Fortrinnsvis blir hele stagets lengde sammenstillet og lagt ut på land før det sjøsettes som en enhetlig konstruksjon på vannet for å taues ut til instal-lasjonsstedet. Som tidligere nevnt, konstrueres fortøyningsstaget The mooring stay 46 is constructed in advance as a unitary structure and can be towed to the installation site by means of a buoyancy method and by means of a front and rear towboat respectively. 64, 66. The construction method for the mooring stays 46 is substantially similar to that described for the construction and transportation of submarine power lines described in US 4,363,566, although other similar methods may be used. In this method, individual short lengths of pipe are welded together into a unitary structure. Preferably, the entire length of the stay is assembled and laid out on land before it is launched as a unified construction on the water to be towed out to the installation site. As previously mentioned, the mooring stay is constructed

46 som et tynnvegget rørelement med en nøytral oppdrift i vann og deretter blir flottøranordninger som f eks oppdriftstanker 68 (figur 2A og 9, skyggelagt), festet for å taue dem over bunnen. Alternativt kan staget taues på overflaten. Når tauefartøyene 64, 66 og fortøyningsstaget 46 kommer nær den flytende konstruksjon 28, blir den fremre tauingskabel 70 ført over til den flytende konstruksjon. En andre styrekabel 72 (figur 2b) blir også festet. Et styrefartøy 64, som kan men som ikke nødvendigvis må være den første taubåt 64 (figur 2c) brukes for å holde den øvre stagkoplingsdel vekk fra berøring med den flytende konstruksjon 28 gjennom en tredje styrekabel 76 som, sammen med den andre styrekabel 72 og den fremre tauingskabel 70 styrer innstillingen av den øvre del av fortøyningsstaget 46 nærliggende den flytende konstruksjon 28. Den bakre taubåt 66 kopler en nedre styrekabel 78 til den nedre stagkoplingsdel for fortøyningsstaget 46 og begynner å gi ut den nedre styrekabel 78 slik at fortøyningsstaget 46 svinger nedover mot fundamenteringsmalen 36 (figur 2c og 2d). Når fortøyningsstaget 46 er nær vertikalt, blir et fjernstyrt fartøy (ROV) 80 og tilhørende styreenhet 82 senket til et punkt nær fundamenteringsmalen 36. ROV 80 fester en inntrekningskabel 84 til den nedre ende av fortøyningsstaget 46 på den nedre stagkoplingsdel 54. Alternativt kan en dykker (ikke vist) brukes for å feste inntrekningskabelen 84 på mer grunne vann, eller kabelen kan tilkoples før staget svinges ned. ROV 80 griper mot inn-trekningsføringer 86 plassert nærliggende og over stagfesteanord-ningene 42 med sideinngang, på fundamenteringsmalen 36 (figur 7a-c). Ved å trekke den nedre stagkoplingsdel 54 inn i stagfesteanordningen 42 med sideinngang, vil ROV 80 og inntrekningskabelen 84 virke mot en hindrende kraft som virker mot den nedre styrekabel 78 for å styre innsetting av den forstørrede nedre, elastiske tilkopling 62 slik at tilkoplingen 62 og festeanordningen 42 ikke skades. 46 as a thin-walled tubular element with a neutral buoyancy in water and then flotation devices such as buoyancy tanks 68 (Figures 2A and 9, shaded) are attached to tow them above the bottom. Alternatively, the stay can be towed on the surface. When the towing vessels 64, 66 and the mooring stay 46 come close to the floating structure 28, the front towing cable 70 is brought over to the floating structure. A second control cable 72 (Figure 2b) is also attached. A steering vessel 64, which may but does not necessarily have to be the first tugboat 64 (Figure 2c) is used to keep the upper stay coupling part away from contact with the floating structure 28 through a third steering cable 76 which, together with the second steering cable 72 and the forward towing cable 70 controls the setting of the upper portion of the mooring stay 46 near the floating structure 28. The rear tugboat 66 connects a lower control cable 78 to the lower stay connection portion of the mooring stay 46 and begins to release the lower control cable 78 so that the mooring stay 46 swings downward toward the foundation template 36 (figures 2c and 2d). When the mooring stay 46 is near vertical, a remotely operated vehicle (ROV) 80 and associated steering unit 82 are lowered to a point near the foundation template 36. The ROV 80 attaches a pull-in cable 84 to the lower end of the mooring stay 46 on the lower stay connection portion 54. Alternatively, a diver may (not shown) is used to secure the pull-in cable 84 in shallower water, or the cable can be connected before the boom is swung down. The ROV 80 grips against pull-in guides 86 placed nearby and above the strut attachment devices 42 with side entry, on the foundation template 36 (figure 7a-c). By pulling the lower stay connector part 54 into the side-entry stay attachment device 42, the ROV 80 and retract cable 84 will act against a restraining force acting against the lower control cable 78 to control insertion of the enlarged lower elastic connection 62 so that the connection 62 and the attachment device 42 not be damaged.

Når først den forstørrede nedre, elastiske tilkopling 62 er blitt mottatt inne i festeanordningen 42 (figur 7B), blir staget løftet opp for å bringe den forstørrede nedre elastiske tilkopling 62 i feste til en belastningsring 120 for festeanordningen 42 (figur 7c og 8) og en strekkraft blir tilført den øvre stagtilkoplingsdel 52 via den fremre tauingskabel 70, ved hjelp av en strekkinnretning som f eks en hydraulisk strekkanordning 88 (figur 3), en davit 90 plassert øverst på hver av de sylindriske søyler 30 (figur 1) eller ved hjelp av en liknende innretning. Når dette første strekk er blitt påført fortøy-ningsstaget 46 og den forstørrede nedre elastiske tilkopling 62 er i et belastningsbærende inngrep med stagfesteanordningen 42 med sideinngang, blir inntrekningskabelen 84 og den nedre styrekabel 78 løsnet eller skilt fra ROV 80. Once the enlarged lower elastic connection 62 has been received inside the fastener 42 (Figure 7B), the rod is raised to engage the enlarged lower elastic connection 62 with a load ring 120 for the fastener 42 (Figures 7c and 8) and a tensile force is supplied to the upper stay connection part 52 via the front towing cable 70, by means of a tensioning device such as a hydraulic tensioning device 88 (figure 3), a davit 90 placed at the top of each of the cylindrical columns 30 (figure 1) or by means of a similar device. When this first tension has been applied to the mooring stay 46 and the enlarged lower elastic connection 62 is in load-bearing engagement with the side-entry stay attachment device 42, the pull-in cable 84 and the lower control cable 78 are released or separated from the ROV 80.

Etter strekningen av staget, blir den forstørrede øvre elastiske tilkopling 60 brakt i inngrep med stagets fortøy-ningsavsats 48. Som det beste vil fremgå fra figur 4 og 5, har stagets fortøyningsavsats 48 med sideinngang, en sideåpning 92 og innsettingsf øringer 94. Fortøyningsavsatsen 48 inkluderer også en belastningsring 96 med en oppadvendt bæreflate 98 som er avskrånet oppover fra ytterst til innerst. After the strut is stretched, the enlarged upper elastic connection 60 is brought into engagement with the strut's mooring ledge 48. As will best be seen from Figures 4 and 5, the strut's mooring ledge 48 with side entry has a side opening 92 and insertion guides 94. The mooring ledge 48 also includes a load ring 96 with an upwardly facing support surface 98 that is sloped upward from outermost to innermost.

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

Justeringsmutteren 102 hviler sammentrykket mot en elastisk bæresammenstilling 104 som omfatter en flens 106, et øvre koplingsdeksel 108 og et mellomliggende elastisk lager 110. Når den er helt sammensatt, hviler stagmutteren 102 mot topp-flaten av flensen 106 og stagets strekkbelastninger blir overført gjennom det elastiske lager 110 og det øvre koplingsdeksel 108 som sammentrykket hviler mot lager f laten 98 for belastningsr ingen 96. Det elastiske lager 110 omfatter generelt et typisk sfærisk, elastisk lager som er vanlig i koplingsdeler for fortøyningsstag idet det elastiske lager tillater noe forskyvning av fortøy-ningsstaget 46 i forhold til vertikalen for å tillate en ettergivende sideveis forskyvning av strekkstagplattformen. The adjusting nut 102 rests in compression against an elastic support assembly 104 which includes a flange 106, an upper coupling cover 108 and an intermediate elastic bearing 110. When fully assembled, the strut nut 102 rests against the top surface of the flange 106 and the strut's tensile loads are transferred through the elastic bearing 110 and the upper coupling cover 108 which compression rests against the bearing surface 98 for load bearing 96. The elastic bearing 110 generally comprises a typical spherical elastic bearing which is common in coupling parts for mooring stays, the elastic bearing allowing some displacement of the mooring stay 46 relative to the vertical to allow a yielding lateral displacement of the tie rod platform.

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

Det vil fremgå at med kombinasjonen av den ytre stagfortøyningsavsats 48, den justerbare lengde av den øvre stagkoplingsdel 52 og den kombinerte justeringsmutter 102 og elastiske lagersammenstilling 104, kan installering av staget (og fjerning for utskiftning) lettvint utføres i forhold til det å sette sammen et antall skjøter som hittil har vært vanlig. Videre eliminerer den ovenfornevnte kombinasjon behovet for mer kompliserte og kostbare tverrbærende systemer som har vært vanlig tidligere for å oppta forskyvninger i et fortøyningsstag i forhold til vertikal på grunn av sideveis forskyvning i den flytende konstruksjon i forhold til dens stilling direkte over forankringen. It will be seen that with the combination of the outer stay mooring shoulder 48, the adjustable length of the upper stay coupling part 52 and the combined adjusting nut 102 and resilient bearing assembly 104, installation of the stay (and removal for replacement) can be easily accomplished relative to assembling a the number of deeds which has hitherto been common. Furthermore, the above-mentioned combination eliminates the need for more complicated and expensive cross-bearing systems which have been common in the past to accommodate displacements in a mooring stay relative to the vertical due to lateral displacement in the floating structure relative to its position directly above the anchorage.

Som det best fremgår på figur 8, vil den forstørrede nedre, elastiske tilkopling 62 for den nedre stagkoplingsdel 54, gripe inn i festeanordningen 42 med sideinngang, på en nedre belastningsring 120 som vesentlig samsvarer med belastningsringen 96 for stagfortøyningsavsatsen 48. Festeanordningen 42 med sideinngang, har en nedre del 121 med avskrånede sider for å underlette innsetting av den forstørrede elastiske tilkopling 62 inn i festeanordningen 42. Sideåpningen 122 strekker seg sideveis minst 1/3 omkretsen av den nedre del 121 og i lengderetningen minst to ganger den maksimale dimensjon for den nedre elastiske tilkopling 62. En skråflate 123 strekker seg mellom en øvre del av åpningen 122 og en nedre del av en smal åpning som mottar stagdelen 54. Overflaten 123 griper en nedre stagdel 54 og hjelper til å sentrere denne inne i festeanordningen 42. Den nedre belastningsmottakende overflate av belastningsringen 120 skråner nedover fra ytterst til innerst. En supplementerende overflate på toppen av den nedre ryggflens 124 passer til en liknende formet overflate på belastningsringen 120. Avskråningen av disse flater tjener ikke bare til å hjelpe til ved sentrerin-gen av tilkoplingen 62 i festeanordningen 42 for derved å fordele belastningen, men hjelper også til å stenge sideåpningene øverst og nederst. En avskråning andre veien i forhold til den som er vist, ville kunne tvinge belastningsringene 96 og 120 til å åpne seg og således få den øvre og nedre tilkopling 60 og 62 til å gli ut. Denne utadvendte skjæring vil på den annen side effektivt forbedre belastningsringenes 96 og 120 styrke ved å trekke dem mer innover etter som stagstrekket økes. As can best be seen in Figure 8, the enlarged lower elastic connection 62 for the lower stay connection part 54 will engage in the side entry fastening device 42, on a lower load ring 120 which substantially corresponds to the load ring 96 for the stay mooring landing 48. The side entry fastening device 42, has a lower portion 121 with chamfered sides to facilitate insertion of the enlarged elastic connection 62 into the fastener 42. The side opening 122 extends laterally at least 1/3 the circumference of the lower portion 121 and longitudinally at least twice the maximum dimension of the lower elastic connection 62. An inclined surface 123 extends between an upper part of the opening 122 and a lower part of a narrow opening that receives the strut part 54. The surface 123 grips a lower strut part 54 and helps to center it inside the fastener 42. The lower load receiving surface of the load ring 120 slopes downwards from outermost to innermost. A supplementary surface on top of the lower back flange 124 mates with a similarly shaped surface on the load ring 120. The chamfer of these surfaces not only serves to assist in the centering of the connection 62 in the fastener 42 to thereby distribute the load, but also to close the side openings at the top and bottom. A bevel in the other direction compared to that shown would force the load rings 96 and 120 to open and thus cause the upper and lower connections 60 and 62 to slide out. This outward cutting will, on the other hand, effectively improve the strength of the load rings 96 and 120 by pulling them more inwards as the strut tension is increased.

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

Det vil fremgå at kombinasjonen med den forstørrede nedre, elastiske tilkopling 62 og stagfesteanordningen 42 med sideinngang, er en meget enklere, billigere og mer effektiv måte å feste den nedre ende av et f ortøyningsstag 46, sammenliknet med de hittil kjente fortøyningstilkoplinger med innsetting og It will be seen that the combination with the enlarged lower elastic connection 62 and the side-entry tie rod attachment device 42 is a much simpler, cheaper and more efficient way of attaching the lower end of a mooring rod 46, compared to the previously known mooring connections with insertion and

låsing. locking.

Som et eksempel og som ikke er begrensende, kan staget 46 ha en ytterdiameter på 61 cm og en veggtykkelse på 2,5 cm. Øvre og nedre stagkoplingsdeler 52 og 54 kan ha en ytterdiameter på omtrent 38 cm med en veggtykkelse på 6,35 cm. Den nedre del 54 kan være forsynt med en tynn neopren hylse for å beskytte den mot skade under installering. Bunnendetilkoplingen 62 kan ha en maksimumsbredde på 1,23 m og en maksimumshøyde på 83 cm. By way of example and which is not limiting, the rod 46 may have an outer diameter of 61 cm and a wall thickness of 2.5 cm. Upper and lower strut coupling members 52 and 54 may have an outer diameter of approximately 38 cm with a wall thickness of 6.35 cm. The lower part 54 may be provided with a thin neoprene sleeve to protect it from damage during installation. The bottom end connection 62 can have a maximum width of 1.23 m and a maximum height of 83 cm.

Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i mer begrensende, foretrukne utførelser, kan også andre utførelser foreslås og ytterligere andre vil fremgå for fagmannen etter lesning og forståelse av den foregående beskrivelse. Det er ment at alle slike utførelser skal inkluderes innenfor oppfinnelsens omfang som er begrenset bare av de vedføyde krav. Although the invention has been described in more restrictive, preferred embodiments, other embodiments may also be proposed and further others will become apparent to the person skilled in the art after reading and understanding the preceding description. It is intended that all such embodiments shall be included within the scope of the invention which is limited only by the appended claims.

Claims

1. Device for mooring a floating tension rod platform (20) to an underwater anchorage (36) by means of a tension rod (46) with an enlarged coupling of a given width and height, comprising at least one receiving device attached to the anchorage, comprising a first lower conical portion with a first length, a second, upper cylindrical portion with a second length and a first inner diameter that is greater than the width of the coupling, CHARACTERIZED IN THAT the second portion has an inwardly projecting load ring (120) with a second inner diameter that is smaller than the width of the coupling, in that the first conical part has its widest part projecting downwards and that an opening (92) for side insertion extends over a substantial width and most of the first length, in that the opening (92) for side insertion has a height that is at least twice the height of the enlarged coupling, a narrow groove being arranged on the side of the second part for receiving the tie rod (46).

2. Device according to claim 1, CHARACTERIZED IN THAT the narrow groove in the second part has a longitudinal central axis essentially flush with the central axis in the opening with side insertion, designed in the first part.

3. Device according to claim 2, CHARACTERIZED IN THAT it further comprises an angled guide surface which connects an upper part of the opening for side insertion, with a lower part of the narrow track.

4. Device according to claim 1, CHARACTERIZED IN THAT the load ring (120) comprises a lower load-receiving surface which slopes down from its outermost part to its innermost part for contact against a corresponding surface on the enlarged coupling.

5. Device according to claim 1, CHARACTERIZED IN THAT each underwater anchorage (36) comprises a device for receiving each tie rod (46).