NO310737B1 - Marint kjedelinje-stigerörsystem av stål - Google Patents
Marint kjedelinje-stigerörsystem av stål Download PDFInfo
- Publication number
- NO310737B1 NO310737B1 NO19954047A NO954047A NO310737B1 NO 310737 B1 NO310737 B1 NO 310737B1 NO 19954047 A NO19954047 A NO 19954047A NO 954047 A NO954047 A NO 954047A NO 310737 B1 NO310737 B1 NO 310737B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- buoy
- marine
- rigid
- flow line
- riser system
- Prior art date
Links
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 title claims description 14
- 239000010959 steel Substances 0.000 title claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 18
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 5
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/002—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling
- E21B19/004—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling supporting a riser from a drilling or production platform
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
- E21B17/015—Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
- E21B43/013—Connecting a production flow line to an underwater well head
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
- E21B43/017—Production satellite stations, i.e. underwater installations comprising a plurality of satellite well heads connected to a central station
Description
Foreliggende oppfinnelse angår et marint stigerørsystem og en fremgangsmåte for å installere samme i et vannlegeme og i et av sine aspekter angår den en marin strekkstagbøye, kjede-linjestigerørsystem av stål (SCR) hvori termineringsenden(e) av en stiv (f.eks. stål) neddykket rørlinje(r) er (a) buet oppover i en jevn kjedelinje fra den marine bunnen til en "strekkstag"-bøye som igjen er forankret ved en dybde under vannets overflate-virkningssone og (b) så forbundet til en fleksibel ledningsstigerørseksjon(er) (dvs. forbindelser) som strekker seg i en kjedelinjebane fra bøyen, opp igjennom påvirkningssonen til en fasilitet som flyter på overflaten.
En viktig overveielse ved produksjonen av flytende hydrokarboner eller lignende fra marine avleiringer ligger i å tilveiebringe et fluid-kommunikasjonssystem fra sjøbunnen til overflaten etter at produksjonen har blitt etablert. Et system vanligvis kalt et produksjonsstigerør eller stigerørsystem, innbefatter vanligvis flere ledninger gjennom hvilke forskjellige produserte fluider (f.eks. olje, gass, vann, osv.) trans-porteres mellom sjøbunnen og overflaten av vannlegemet. Disse kan også innbefatte ledninger for bruk til avlastingslinjer, fluidinjeksjonslinjer og vedlikehold, elektriske og hydrauliske kontrollinjer.
Ved produksjon til havs (f.eks. på dypt vann) benyttes en vanligvis flytende plattform eller et fartøy som en overflateproduksjon og/eller lagringsfasilitet. Siden den fortøyde eller forankrede fasiliteten konstant eksponeres for overflate- og nær overflateforhold, påkjennes den kontinuerlig aven mengde bevegelser og krefter. For eksempel, i "turbulens-sonen" (dvs. sonen som eksisterer opp til 100 til 150 m under overflaten av et åpent legeme av vann), kan et flytende legeme erfare vesentlig hiv, rull, stamp, drift, osv., forårsaket ved overflate- og nær overflateforhold (f.eks. bølger, vind, strøm osv.).
For at et produksjonsstigerørsystem skal fungere tilfredsstillende med de fleste flytende fasiliteter, må stigerørssystemet være tilstrekkelig føyelig for å kompensere for bevegelsene bevirket av den turbulente sonen over lange operasjonsperioder uten brudd på grunn av utmatting eller lignende.
Det er forskjellige typer av kjente stigerørssystemer som har blitt foreslått eller benyttet med flytende fasiliteter, som er konstruert for å kompensere for og dempe de ugunstige kreftene på fartøyet på grunn av den turbulente sonen. En slik type av stigerørssystemer benytter en kontinuerlig, relativt fleksibel ledning(er) for å danne leddet mellom den neddykkede rørledningen(e) på sjøbunnen, og en flytende fasilitet på overflaten (se f.eks. US-patenter 3.111.692, 3.677.302,
4.031.919, 4.065.822, og 4.188.156). Imidlertid er fleksible ledningsstigerør normalt begrenset til en relativt liten indre diameter på grunn av det høye hydrostatiske trykket og høye strekklastene som er til stede i dype vannmiljøer.
En annen velkjent type av stigerør er en som det noen ganger refereres til som "ettergivende stigerør" slik som omtalt og beskrevet i US-patenter 4.182.584, 4.388.022,
4.400.109, og 4.423.984. Som det kan ses fra disse referanser innbefatter et typisk ettergivende stigerørsystem (1) en vertikal stiv seksjon som strekker seg fra sjø-bunnen til en fast posisjon under den turbulente sonen og (2) en fleksibel seksjon som består av virkelig fleksible strømningslinjer som strekker seg fra toppen av den stive seksjonen, gjennom den turbulente sonen til et flytende fartøy på overflaten. En neddykket bøye er typisk festet til toppen av den stive seksjonen for å holde den stive seksjonen i en vertikal posisjon i vannet.
På grunn av vanndybdene i disse produksjonsområdene hvor ettergivende stigerørsystemer er konstruert for å benyttes, oppstår vanskeligheter i å feste den ene enden av stigerør-seksjonen til den marine bunnen, idet ved de involverte dybder er enhver vesentlig bruk av dykkere i installasjonen upraktisk, hvis ikke umulig. Videre er dybdene slik at bruken av styrelinjer for å installere stigerør og/eller nedre kompo-nenter av denne også er begrenset. Følgelig må den nedre enden av den stive se-sjonen være i stand til å fjerninstalleres uten noen vesentlig assistanse fra dykkere eller uten hjelp av styrelinjer til overflaten. Dette kan involvere vesentlig kostnad ved installasjon og vedlikehold av slike stigerørsystemer.
I den senere tid har det blitt foreslått å legge en stiv (f.eks. stål) rørlinje fra en undersjøisk brønn eller annen fluidkilde på sjøbunnen via konvensjonelle neddykkede rørleggingsteknikker og så krumme en ende av rørlinjen oppover i en svak kjedelinjebane gjennom den turbulente sonen og forbinde den direkte til det flytende fartøyet på overflate; se "Design and Installation of Auger Steel Catenary Risers", E.H. Phifer et al., OTC 7620, 26th Annual Offshore Technology Conference, Houston, Texas, May 2-5, 1994. Disse stigerørene er vanligvis referert til som stålkjedelinje-stigerør eller "SCR'er".
Idet SCR-systemer kan tilby noen fordeler fremfor de andre kjente stigerør-systemene, må kjedelinjepartiet til den stive rørledningen som går gjennom den turbulente sonen fremdeles gjennomgå og motstå de betydelige kreftene påført derpå. Følgelig krever disse kjedelinjepartiene ytterligere vegg-tykkelse for å motvirke og motstå utmatting og dynamisk last utøvet derpå. Videre påtvinges stålrørlinjene, når forbundet direkte til det flytende fartøyet, laster derpå som kan være større enn laster påtvunget av de andre stigerørsystemene. Enda videre, hvis kjedelinjepartiet til rørlinjen gjennomgår utmatting eller blir ødelagt til bruddpunktet eller mulig brudd, må en større seksjon av den neddykkede rørlinjen erstattes, hvilket er både kostbart og ekstremt vanskelig å utføre.
Den fremlagte oppfinnelse tilveiebringer et marint stigerørsystem som effektivt kombinerer det stive (dvs. stål-kjedelinjestigerør (SCR)) og fleksible strømningslinjer for å tilveiebringe fluid-kommunikasjon mellom sjøbunnen og overflate til et legeme av vann. Egentlig er stål-kjedelinje-stigerøret som er kun de 'frie' endene til de bunn-støttede stive strømningslinjene eller rørlinjene, da nevnte strømningslinjer legges buet oppover gjennom vannet i en forsiktig kjedelinjebane til en stor, neddykket bøye, som igjen er forankret til bunnen ved hjelp av strekkstaglinjer ved en dybde under vannets turbulente sone. Fleksible strømningslinjer er forbundet til stålkjede-linjestigerørene ved bøyen og strekker seg gjennom den turbulente sonen til overflaten hvor de normalt er forbundet til et flytende fartøy eller lignende.
Mer nøyaktig er det fremlagte marine stigerørsystemet et som installeres i tre hovedtrinn: (1) installering av den neddykkede bøyen; (2) installering av de stive strømningslinjene langs sjøbunnen, nevnte stive strømningslinjer har en ende tilpasset til å forbindes til en fluidkilde og festing av de andre endene av strøm-ningslinjene til bøyen; og (3) installering av de fleksible strømningslinjene mellom bøyen og et flytende fartøy. Først installeres fire peler i sjøbunnen. En strekkstaglinje forbindes til hver av pelene. Bøyen taues til stedet og senkes så og forbindes til strekkstaglinjene. De parallelle strekkstaglinjene festes til hver av de "fire hjørnene" av bøyen og sørger for "strekkben" forankringslinjer for bøyen, og minimaliserer derved enhver rotasjon av bøyen på grunn av horisontale krefter.
Etter at bøyen er forankret til sjøbunnen, legges de stive rørlinjene eller strøm-ningslinjene så fra fjernt neddykkede fluidkilder ved enhver konvensjonell neddykket rørlinje-leggingsteknikk. Stål-kjedelinjestigerøret (SCR) på hver av de stive strøm-ningslinjene er kun en fortsettelse av selve strømningslinjen, og buer oppover i en kjedelinjebane fra sjøbunnen til den forankrede bøyen ettersom strømningslinjen legges mot bøyen. SCR'ene forbindes så til bøyen én om gangen, i en planlagt sekvens.
Bøyen og SCR'ene kan preinstalleres før det flytende produksjonsfartøyet ankommer stedet, hvoretter fleksible ledninger (dvs. forbindelser) forbindes til SCR'ene ved den forankrede bøyen. Siden forbindelsene bare ligger i de grunnere dybdene (f.eks. 300 m eller mindre) av vannlegemet, utsettes de ikke for høye strekklaster eller høye utvendige hydrostatiske trykk. Det er derfor mulig å benytte fleksible ledninger med større diameter enn hva som ville være mulig ved større vanndybder.
Den virkelige konstruksjonen, driften og synlige fordeler med den fremlagte oppfinnelse vil bedre forstås ved å referere til tegningene, i hvilke like nummer identifiserer like deler og i hvilke: fig. 1 er et perspektivriss av det fremlagte marine stigerørsystemet installert i en opererbar posisjon i et legeme av vann, ved et offshoreproduksjons-område;
fig. 2A, 2B og 2C er illustrasjoner av trinnene involvert ved installasjon av den neddykkede bøyen ifølge det fremlagte marine stigerørsystemet i et legeme av vann;
fig. 3A, 3B og 3C er installasjoner av trinnene involvert ved ferdigstillelse av installasjonen ifølge det fremlagte marine stigerørsystemet i legemet av vann;
fig. 4 er et oppriss, delvis i snitt, av en forbindelse som kan benyttes for å forbinde en SCR til den neddykkede bøyen ifølge den fremlagte oppfinnelse, og
fig. 5 er et oppriss, delvis i snitt, av forbindelsen i fig. 4, etter at SCR har blitt forbundet til den neddykkede bøyen.
Med referanse mer spesielt til tegningene, viser fig. 1 det marine stigerør-systemet 10 ifølge den fremlagte oppfinnelse, som har blitt installert i en opererbar posisjon ved et dypvanns-offshore-sted. Egentlig består stigerørsystemet 10 av en eller flere stigerørledninger (f.eks. stålrøredning) 11 som strekker seg langs sjø-bunnen 12 av vannlegemet 13 og som er tilpasset til å forbindes ved en ende til en respektiv fluidkilde slik som en neddykket brønn, en samlemanifold, andre linjer, neddykket lager, osv. eller en neddykket produksjonsinnlukning 11a slik som vist i fig. 1. Ettersom rørlinjene legges mot den neddykkede bøyen 15, er de andre eller "frie" endene til stigerørledningen 11 buet oppover for å danne en svak kjedelinje eller stål-kjedelinje-stigerørsparti SCR 14.
Neddykket bøye 15 forankres ved "strekkben" strekkstaglinje16 til sjøbunnen ved en dybde D (f.eks. 100-150 m) som er under den "turbulente sonen" av vannlegemet. Som det vil forstås av de som er kjent på området og som benyttet heri, er den "turbulente sonen" den sonen ved eller nær overflaten som utsettes for overflate-og nær overflateforhold som rutinemessig forårsaker vesentlige bevegelser (f.eks. drift, hiv, rull, osv.) av den flytende produksjons- og/eller lagringsplattform eller fartøy 17 som igjen er normalt forankret til sjøbunnen ved linjer 18 eller lignende.
SCR-partier 14 til de stive rørledningene 11 er alle forbundet til bøyen 15. En fleksibel ledning 19 (vanligvis kalt "forbindelse") er så væskeførende forbundet til en respektiv SCR 14 ved bøyens 15 og strekker seg fra bøyen 15 til overflaten av vannet, hvor den er væskeførende forbundet til en flytende fasilitet av fartøyet 17 og derved tilveiebringer det endelige væskekommunikasjonsleddet til overflaten.
Det er hovedsakelig tre trinn i den foretrukne fremgangsmåten for installasjon av det fremlagte stigerørsystemet som beskrevet ovenfor: (1) installering av fundamentene, strekkstag 16 og bøyen 15; (2) installering av rørledningene og festing av SCR-partiene av denne til bøyen; og (3) installering av de fleksible forbindelsene mellom bøyen 15 og det flytende fartøyet 17.
Forankringen av bøyen 15 ved en dybde D (f.eks. 150 m) under overflatevirk-ningen eller den turbulente sonen krever nøyaktig planleggig og ingeniørarbeid, men teknikkene som kreves er alle innenfor kjent teknikk på området. Flere muligheter er tilgjengelige, og den beste fremgangsmåten for en spesiell anvendelse bør velges basert på virkelige markeds-forhold og tilgjengeligheten av arbeidsfartøy o.l. Nå med referanse til fig. 2A-2C, er en foretrukket installasjon illustrert.
Fundamentene for forankrings-strekkstaglinjen 16 til sjøbunnen 12 må være i stand til å ta maksimale vertikale laster så høye som 1500 tonn som er sammenlign-bare med ankerpel-lastene som erfares i kjente strekkstagplattformer. Følgelig kan fundamenterings-installasjonsteknikker i likhet med de som benyttes for å installere fundamenter for strekkstagplattformer
er (f.eks. borede og betong-injiserte peler, sug-installerte peler eller andre som ikke avhenger av aktuelle jordforhold og tilgjengelig utstyr) benyttes for å installere fire peler 20 (bare to vist i fig. 2 og 3) i sjøbunnen 12.
Strekkstag 16 er forbundet til peler 20 og er temporært støttet i en vertikal posisjon ved hjelp av individuelle temporære bøyer 21 som igjen er forbundet til toppene av strekkstag 16 ved hjelp av kjettinger 22. Som vist i fig. 2A kan kjettingene legges dobbelt tilbake og frigjørbart festes på en måte slik at temporære bøyer 21 vil ned-dykkes inntil neddykkingsbøyen 15 skal installeres. En markørbøye 21a (bare én vist) benyttes for å merke og hjelpe til med å gjenvinne de respektive temporære bøyene 21.
Strekkstag 16 er fortrinnsvis formet av dreiemoment-balansert spiralkordell-vaier i likhet med de som benyttes for permanente boringssystemer og velges for å motstå nettooppdriften av bøyen 15 når bøyen er installert. Den høyeste strekklasten vil normalt oppstå under installasjon. Laster bør ikke variere under operasjon på grunn av den statiske opprinnelsen av stigerørsystemet 10 og dermed eliminere utmattings-problemer. Strekkstag-variasjoner minimaliseres ved å feste SCR'ene 14 og forbindelsene 19 nær oppdriftssenteret til bøyen 15 når de er installert.
Bøyen 15 taues til stedet ved vedlikeholds- eller arbeidsfartøy 25 og strekkstag-forlengelser 22 (f.eks. kjettinger) frigjøres slik at bøyer 21 vil føre endene av forlengelsene til overflaten. Bøyen 15 senkes så ved å benytte kjetting-jekker 23 eller lignende lokalisert på selve bøyen. Bøyen 15 vil være delvis fylt med vann under denne operasjonen for å redusere strekket i strekkstagene. Når forbundet til strekkstag 16 vil bøyen 15 deballasteres gjennom navlestrengen 26 eller lignende for å utvikle tilstrekkelig forspenning og kjetting-jekkene vil fjernes. Bøyen 15 vil fortøyes ved en dybde D ved hvilken dykkere kan arbeide sikkert. En alternativ teknikk for å forbinde bøyen 15 til strekkstagene er å bruke en tungløfterkranlekter for tunge løft, som ikke er uvanlig i slike marine områder.
Den nødvendige netto-oppdriften av bøyen 15 bestemmes av vekten på SCR'ene 14, forbindelsen 19, og strekkstag 16 og ved området av horisontal bevegelse som påtreffes under SCR-installasjonen. En reserveoppdrift på omtrent tre til en bør være tilgjengelig for å sikre den ønskede stabilitet. Videre bør netto oppdrift av bøyen være minst to til tre ganger de vertikale laster påført av SCR'ene og forbindelsene. Denne overflødige oppdriften sørger for sideveis stivhet for å begrense bøyning og legge til rette for installasjon av SCR'ene. Denne laterale stivheten begrenser også bevegelser av bøyen 15 på grunn av vannstrømmen og forbind-elsens horisontale laster.
Bøyen er fortrinnsvis delt i rom for å sørge for den variable oppdriften som er nødvendig for installasjon og for skadekontroll. Etter installasjon tømmes alle rommene for vann med luft, slik at det innvendige lufttrykket er noen høyere enn det utvendige vanntrykket, og dermed minimalisere sammenbrudd og bristlastbereg-ningskrav for bøyen.
Et strekkstag 16 er festet til hver av de "fire hjørnene" av bøyen 15 og derved minimaliserer enhver rotasjon av bøyen på grunn av horisontale krefter. Det skal erkjennes at idet en spesiell bøye 15 ikke må ha en rektangulær utforming, men strekkstag-festepunktene (dvs. "fire hjørner") av bøyen vil ligge i det samme planet og definere et rektangel hvis forbundet med rette linjer. Strekkstag 16 er forbundet til bøyen 15 med ende-koplinger (ikke vist) som fortrinnsvis er lik strekkstagforbind-elsene som benyttes med strekkstag-plattformer.
Etter at bøyen 15 er fortøyet til sjøbunnen (fig. 3A), legges stive rørledninger eller strømningsledninger 11 fra fjerntliggende nedsenkede fluidkilder (f.eks. neddykkede brønner, boremaler (brønnrammer) og/eller eksport-rørledninger, neddykkede produksjons-innelukninger 11a i fig. 11, eller lignende) ved enhver konvensjonell nedleggingsteknikk for neddykkede rørledninger (f.eks. J-legging eller taue-metoder). SCR'er 14 til de respektive stive rørledninger 11 er kun en fortsettelse av selve rørledningene 11, og er ikke krummet oppover i en kjedelinjebane fra sjø-bunnen til bøyen 15, da de legges mot bøyen 15.
SCR'er 14 er forbundet med bøyen 15 én om gangen, i en planlagt sekvens. Idet hver SCR 14 forbindes eller festes til bøyen, trekkes bøyen 15 ytterligere ut av senter til en ny likevektsposisjon. Bøyen vil også vri seg noe på sine vertikale for-tøyninger, avhengig av eksentrisiteten av lasten til SCR'en. Som bemerket ovenfor, begrenser variabel oppdrift og strekkstag-avstand denne virkningen. Med alle SCR'ene forbundet vil bøyen 15 være lateralt forskjøvet til sin maksimale utstrekning (fig. 3B). Ved dette punktet er den strekkstagfestede bøyen meget stabil.
Idet forskjellige koplinger og/eller forbindelses-teknikker kan benyttes for å forbinde SCR'ene 14 til bøyen 15, illustrerer fig. 4 og 5 en slik teknikk. En konet elastomerisk fleksibel skjøtenhet 30 er festet til termineringsenden av SCR 14. Løfteflens 31 med en robust sjakkel 32 derpå er boltet eller på annen måte festet til fleksibel skjøt 30 og benyttes for å trekke SCR oppover til bøyen 15. Den fleksible skjøten senkes så inn på en mottaker 33 som er montert på bøyen 15, for derved å feste SCR'en til bøyen. Dette er hovedsakelig den samme teknikk og konstruksjon som benyttes ved forbindelse av kjedelinje-stigerør (SCR'er) direkte til et flytende fartøy, se "Design and Installation of Auger Steel Catenary Risers", E.H. Phiferet al., OTC 7620, 26th Annual Technology Conference, Houston, TX, May 2-5,1994.
Mens fleksible skjøter er illustrert behøver det ikke alltid være påkrevet ved festing av SCR'ene til bøyen, idet SCR'ene vil være nærmest vertikale ved bøyen og det vil være liten sideveis bevegelse og bare liten rotasjon av bøyen. Hvis fleksible skjøter benyttes, vil de ikke utsettes for noen vesentlig utmatting, idet jaget av bøyen er liten og bøyen ruller eller stamper ikke som det flytende fartøyet 17. Følgelig eliminerer denne reduksjon i lastvariasjoner i virkeligheten utmattingsproblemer.
Bøyen 15, strekkstag 16 og SCR'ene kan forhåndsinstalleres før det flytende produksjonsfartøyet 17 ankommer stedet, hvoretter de fleksible ledningene (dvs. forbindelsene) 19 forbindes til SCR'ene 14 med bøyen 15 ved hjelp av et rørpass-stykke 34 (fig. 5) eller lignende. Dette utføres ved å benytte konvensjonelle teknikker som er tilgjengelig for dette formål, f.eks. å benytte en arbeidsbåt som inneholder spoler (tromler) med fleksible rør. Det bør forstås, som benyttet heri, at betegnelsen "fleksibel" er ment å være en relativ betegnelse ved at en tilstrekkelig lengde av ledningen vil forme en heller slakk kjedelinje ettersom den strekker seg fra bøyen til fartøyet, slik at elastisiteten av denne effektivt vil isolere bøyen 15 fra fartøyets 17 bevegelser.
Dette betyr at metallrøret (f.eks. stål, titan, osv.) som ellers vil anses for å være stivt, kan benyttes for å danne forbindelser 19 såvel som mer fleksibel ledning eller slange (f.eks. "COFLEXIP"-rør). Der hvor metallrør benyttes, vil to ganger lengden av en fleksibel slange eller lignende være påkrevet for å danne en forbindelse 19, idet en lengre kjedelinje vil være nødvendig for å tilveiebringe den nødvendige minimale bøyningsradius. Siden to ganger lengden av forbindelsen 19 vil være nødvendig, er forskjellene i pris mellom metallrør og den nødvendige fleksible slangen slik at metall-røret fremdeles vil være billigere å installere. Videre, selv om et robust metallrør kan utsettes for mer utmatting enn en slange, kan det lett erstattes da alle forbindelser er ved dybder som dykkere effektivt kan operere på.
De virkelige lengdene av forbindelser 19 bestemmes av materialet som benyttes og av bevegelsesområdet som vil erfares av fartøyet 17. Den minimale horisontale avstanden mellom bøyen og fartøyet er vanligvis begrenset av den minimale bøyningsradiusen tillatt for den spesielle fleksible ledningen som benyttes for å danne forbindelsene. Den maksimale horisontale adskillelsen er vanligvis begrenset av vinkelområdet som kan tilrettelegges av bøyningsstiverne ved forbindelses-(jumpers) festepunktene med det tillatte område for fartøy-bevegelse som øker ettersom lengden av forbindelsene øker.
Videre, siden forbindelser 19 bare ligger i de grunnere dybdene (f.eks. 300 meter eller mindre) av vannlegemet, utsettes de ikke for høye strekklaster eller høye utvendige hydrostatiske trykk. Det er derfor mulig å benytte fleksible ledninger med større diameter enn hva som ville være mulig ved større vanndybder.
Claims (10)
1. Marint stigerørsystem,
karakterisert ved at det omfatter: en neddykket bøye fortøyet til den marine bunnen av et vannlegeme ved en dybde under den turbulente sonen av nevnte vannlegeme; minst én vesentlig stiv strømningsledning som strekker seg langs den marine bunnen med en ende fluid-forbundet til en neddykket fluidkilde og med sin andre ende som krummer oppover gjennom en kjedelinje og avslutter ved nevnte bøye, nevnte vesentlige stive strømningsledning ligger på, men er ikke festet til nevnte marine bunn mellom nevnte neddykkede fluidkilde og nevnte andre ende; og en fleksibel strømningsledning forbundet til nevnte ene ende av nevnte i det minste ene stive rørledning ved nevnte bøye og som forløper oppover gjennom nevnte turbulente sone til nevnte overflate.
2. Marint stigerørsystem ifølge krav 1,
karakterisert ved at nevnte bøye har fire fortøyningspunkter i det samme planet og adskilt for effektivt å ligge på fire hjørner av et rektangel og
fire strekkstaglinjer, som hver har en ende forbundet til et av nevnte fortøyningspunkt på nevnte bøye og en andre ende forbundet til nevnte sjøbunn, for derved å fortøye nevnte bøye til nevnte sjøbunn.
3. Marint stigerørsystem ifølge krav 2,
karakterisert ved at nevnte alle av nevnte fire strekkstaglinjer er parallelle til hverandre.
4. Marint stigerørsystem ifølge krav 3,
karakterisert ved at nevnte i det minste ene stive strømningsledning består av stålrør.
5. Marint stigerørsystem ifølge krav 4,
karakterisert ved at det innbefatter: innretning for festing av nevnte ene ende til nevnte stive strømningsledning til nevnte bøye.
6. Fremgangsmåte for å installere et marint stigerørsystem i et vannlegeme, karakterisert ved at den omfatter: forankring av den neddykkede bøyen til den marine bunnen ved en dybde under den turbulente sonen av nevnte vannlegeme; legging av en stiv strømningsledning på, men ikke festet til den marine bunnen mellom en neddykket fluidkilde og nevnte bøye; festing av en ende av nevnte stive strømningsledning til nevnte neddykkede fluidkilde og krumming av den andre enden av nevnte stive strømningsledning i en kjedelinje oppover til nevnte bøye; og fluid-forbinding av en fleksibel strømningsledning til nevnte ene ende av nevnte stive rørledning ved nevnte bøye, og nevnte fleksible strømningsledning strekker seg fra nevnte bøye til overflaten av nevnte vannlegeme.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert ved at trinnet med forankring av nevnte bøye omfatter: festing av en ende av hver av fire strekkstaglinjer til et respektivt forankringspunkt på nevnte bøye og den andre enden av hver av nevnte strekkstaglinjer til nevnte marine bunn.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert ved at nevnte fire strekkstaglinjer er alle parallelle til hverandre.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert ved at den omfatter: installering av fire peler i nevnte marine bunn; og
festing av nevnte andre ende av hver av nevnte strekkstaglinjer til en respektiv av nevnte fire peler.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,
karakterisert ved at den innbefatter: festing av nevnte ene ende av nevnte stive strømningsledning til nevnte bøye.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/321,712 US5639187A (en) | 1994-10-12 | 1994-10-12 | Marine steel catenary riser system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO954047D0 NO954047D0 (no) | 1995-10-11 |
NO954047L NO954047L (no) | 1996-04-15 |
NO310737B1 true NO310737B1 (no) | 2001-08-20 |
Family
ID=23251718
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19954047A NO310737B1 (no) | 1994-10-12 | 1995-10-11 | Marint kjedelinje-stigerörsystem av stål |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5639187A (no) |
GB (1) | GB2295408B (no) |
NO (1) | NO310737B1 (no) |
Families Citing this family (61)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5702205A (en) * | 1995-12-04 | 1997-12-30 | Mobil Oil Corporation | Steel catenary riser system for marine platform |
WO1997022780A1 (en) * | 1995-12-19 | 1997-06-26 | Foster Wheeler Energy Limited | Catenary riser system |
NO313500B1 (no) * | 1997-01-15 | 2002-10-14 | Abb Offshore Technology As | Oppdriftslegeme samt fremgangsmate for anvendelse av dette |
US5957074A (en) * | 1997-04-15 | 1999-09-28 | Bluewater Terminals B.V. | Mooring and riser system for use with turrent moored hydrocarbon production vessels |
US5887659A (en) * | 1997-05-14 | 1999-03-30 | Dril-Quip, Inc. | Riser for use in drilling or completing a subsea well |
FR2766869B1 (fr) * | 1997-08-01 | 1999-09-03 | Coflexip | Dispositif de transfert de fluide entre un equipement de fond sous-marin et une unite de surface |
WO2000005129A1 (en) | 1998-07-23 | 2000-02-03 | Fmc Corporation | Riser arrangement for offshore vessel and method for installation |
AU5342799A (en) * | 1998-08-06 | 2000-02-28 | Fmc Corporation | Enhanced steel catenary riser system |
US6230645B1 (en) | 1998-09-03 | 2001-05-15 | Texaco Inc. | Floating offshore structure containing apertures |
US5983822A (en) | 1998-09-03 | 1999-11-16 | Texaco Inc. | Polygon floating offshore structure |
BR9915562A (pt) * | 1998-11-23 | 2001-11-13 | Foster Wheeler Energy Ltd | Suporte flutuante amarrado para tubosascendentes para uso em embarcação de produçãoflutuante |
FR2787859B1 (fr) | 1998-12-23 | 2001-01-26 | Inst Francais Du Petrole | Riser ou colonne hybride pour le transfert de fluide |
FR2790814B1 (fr) * | 1999-03-09 | 2001-04-20 | Coflexip | Conduite hybride pour grande profondeur |
US6386798B2 (en) * | 1999-03-30 | 2002-05-14 | Deep Oil Technology Incorporated | Universal catenary riser support |
US6244347B1 (en) | 1999-07-29 | 2001-06-12 | Dril-Quip, Inc. | Subsea well drilling and/or completion apparatus |
NO995239D0 (no) * | 1999-10-27 | 1999-10-27 | Applied Manufacturing Technolo | Momentfritt oppheng for stigerör |
US6415828B1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-07-09 | Fmc Technologies, Inc. | Dual buoy single point mooring and fluid transfer system |
BR0115502A (pt) * | 2000-11-22 | 2003-12-30 | Stolt Offshore Inc | Sistema de tubo ascendente marinho |
EP1264766A1 (en) * | 2001-06-08 | 2002-12-11 | Offshore Energy Development Corporation | Offshore structure comprising a stabilised processing column |
US6983712B2 (en) | 2001-08-03 | 2006-01-10 | Fmc Technologies, Inc. | Offloading arrangements and method for spread moored FPSOs |
WO2003031765A1 (en) * | 2001-10-10 | 2003-04-17 | Rockwater Limited | A riser and method of installing same |
GB2387635A (en) * | 2002-04-19 | 2003-10-22 | Rockwater Ltd | A riser and method of installing same |
GB2380747B (en) * | 2001-10-10 | 2005-12-21 | Rockwater Ltd | A riser and method of installing same |
US6688348B2 (en) | 2001-11-06 | 2004-02-10 | Fmc Technologies, Inc. | Submerged flowline termination buoy with direct connection to shuttle tanker |
US6763862B2 (en) | 2001-11-06 | 2004-07-20 | Fmc Technologies, Inc. | Submerged flowline termination at a single point mooring buoy |
US6558215B1 (en) | 2002-01-30 | 2003-05-06 | Fmc Technologies, Inc. | Flowline termination buoy with counterweight for a single point mooring and fluid transfer system |
FR2839110B1 (fr) * | 2002-04-29 | 2004-12-03 | Technip Coflexip | Systeme de colonne montante reliant une installation sous-marine fixe a une unite de surface flottante |
FR2840013B1 (fr) | 2002-05-22 | 2004-11-12 | Technip Coflexip | Systeme de colonne montante reliant deux installations sous-marines fixes a une unite de surface flottante |
US6824330B2 (en) | 2002-09-19 | 2004-11-30 | Coflexip S.A. | Constant tension steel catenary riser system |
US7434624B2 (en) * | 2002-10-03 | 2008-10-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tension-leg riser |
US7004680B2 (en) * | 2004-01-08 | 2006-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Temporary support assembly and method of supporting a flexible line |
US7191836B2 (en) * | 2004-08-02 | 2007-03-20 | Kellogg Brown & Root Llc | Dry tree subsea well communications apparatus and method using variable tension large offset risers |
WO2006036325A1 (en) * | 2004-09-28 | 2006-04-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined riser, offloading and mooring system |
FR2876142B1 (fr) * | 2004-10-05 | 2006-11-24 | Technip France Sa | Dispositif de liaison superieure entre deux conduites sous marines de transport de fluide |
EP1739279A1 (en) * | 2005-06-30 | 2007-01-03 | Single Buoy Moorings Inc. | Riser installation method from an offshore production unit |
GB2429992A (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-14 | 2H Offshore Engineering Ltd | Production system |
US20070081862A1 (en) * | 2005-10-07 | 2007-04-12 | Heerema Marine Contractors Nederland B.V. | Pipeline assembly comprising an anchoring device and method for installing a pipeline assembly comprising an anchoring device |
US8123437B2 (en) * | 2005-10-07 | 2012-02-28 | Heerema Marine Contractors Nederland B.V. | Pipeline assembly comprising an anchoring device |
WO2007045850A1 (en) * | 2005-10-18 | 2007-04-26 | Foster Wheeler Energy Limited | Tethered buoyant support and method for installation thereof |
US7559723B2 (en) * | 2006-02-24 | 2009-07-14 | Technip France | Hull-to-caisson interface connection assembly for spar platform |
WO2008100374A1 (en) * | 2007-02-12 | 2008-08-21 | Single Buoy Moorings, Inc. | Steel pipeline fluid transfer system |
US8414342B2 (en) * | 2008-01-18 | 2013-04-09 | Single Buoy Moorings, Inc. | Steel pipeline fluid transfer system |
US7770532B2 (en) * | 2007-06-12 | 2010-08-10 | Single Buoy Moorings, Inc. | Disconnectable riser-mooring system |
WO2011041860A1 (pt) * | 2009-10-09 | 2011-04-14 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Amortecedor hidrodinâmico para tubo ascendente em catenária |
AU2010310741B2 (en) | 2009-10-21 | 2014-09-18 | Fluor Technologies Corporation | Hybrid buoyed and stayed towers and risers for deepwater |
FR2952671B1 (fr) * | 2009-11-17 | 2011-12-09 | Saipem Sa | Installation de liaisons fond-surface disposees en eventail |
GB0920640D0 (en) | 2009-11-25 | 2010-01-13 | Subsea 7 Ltd | Riser configuration |
FR2954966B1 (fr) * | 2010-01-05 | 2012-01-27 | Technip France | Ensemble de support d'au moins une conduite de transport de fluide a travers une etendue d'eau, installation et procede associes. |
GB2477780B (en) * | 2010-02-12 | 2015-06-24 | Subsea 7 Ltd | Method of laying a hybrid pipeline offshore |
US9074428B2 (en) * | 2010-03-19 | 2015-07-07 | Seahorse Equipment Corp | Connector for steel catenary riser to flexible line without stress-joint or flex-joint |
GB2481787A (en) * | 2010-06-29 | 2012-01-11 | Subsea 7 Ltd | A method and apparatus for installing a buoy to an anchoring location |
US8967912B2 (en) | 2010-06-29 | 2015-03-03 | Subsea 7 Limited | Method of installing a buoy and apparatus for tensioning a buoy to an anchoring location |
FR2967451B1 (fr) * | 2010-11-17 | 2012-12-28 | Technip France | Tour d'exploitation de fluide dans une etendue d'eau et procede d'installation associe. |
WO2013061033A2 (en) * | 2011-10-27 | 2013-05-02 | Wellstream International Limited | Riser assembly and method of providing riser assembly |
GB2506938B (en) * | 2012-10-15 | 2015-08-05 | Subsea 7 Ltd | Improvements relating to buoyancy-supported risers |
US9671043B2 (en) * | 2013-08-09 | 2017-06-06 | Paul D Hawkins | Systems and methods for retrieving a buried subsea tubular |
US9506593B2 (en) * | 2013-09-27 | 2016-11-29 | Oceaneering International, Inc. | Rapid release emergency disconnect system utilizing a linear clamping mechanism |
BR102014028326A2 (pt) * | 2014-11-14 | 2016-08-09 | Qualihouse Automação Predial Ltda | processo de detecção automática de ocupação de vagas de estacionamento por veículos |
ITUB20152181A1 (it) * | 2015-07-15 | 2017-01-15 | Saipem Spa | Dispositivo di appoggio di almeno una porzione di una struttura lineare per l’attraversamento di una topografia subacquea sconnessa, assieme comprendente detto dispositivo e metodo di appoggio |
WO2021158238A1 (en) * | 2020-02-07 | 2021-08-12 | The Climate Foundation | Underwater water transfer apparatus |
US11572745B2 (en) * | 2020-04-08 | 2023-02-07 | Oil States Industries, Inc. | Rigid riser adapter for offshore retrofitting of vessel with flexible riser balconies |
Family Cites Families (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3111692A (en) * | 1960-12-14 | 1963-11-26 | Shell Oil Co | Floating production platform |
US3327780A (en) * | 1965-03-15 | 1967-06-27 | Exxon Production Research Co | Connection of underwater wells |
US3490406A (en) * | 1968-08-23 | 1970-01-20 | Offshore Co | Stabilized column platform |
US3602174A (en) * | 1969-06-27 | 1971-08-31 | North American Rockwell | Transfer riser system for deep suboceanic oilfields |
US3677302A (en) * | 1970-03-09 | 1972-07-18 | Subsea Equipment Ass Ltd | Bi-axial articulating pipeline structure |
US4031919A (en) * | 1971-10-06 | 1977-06-28 | Exxon Production Research Company | Articulated riser |
US4065822A (en) * | 1976-02-27 | 1978-01-03 | Texaco Inc. | Single point mooring with strain relief anchoring |
FR2386757B1 (no) * | 1977-04-04 | 1983-02-04 | Inst Francais Du Petrole | |
US4188156A (en) * | 1978-06-01 | 1980-02-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Riser |
US4182584A (en) * | 1978-07-10 | 1980-01-08 | Mobil Oil Corporation | Marine production riser system and method of installing same |
US4400109A (en) * | 1980-12-29 | 1983-08-23 | Mobil Oil Corporation | Complaint riser yoke assembly with breakway support means |
US4423984A (en) * | 1980-12-29 | 1984-01-03 | Mobil Oil Corporation | Marine compliant riser system |
US4400110A (en) * | 1981-11-05 | 1983-08-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Flexible riser underwater buoy |
US4478586A (en) * | 1982-06-22 | 1984-10-23 | Mobil Oil Corporation | Buoyed moonpool plug for disconnecting a flexible flowline from a process vessel |
US4421436A (en) * | 1982-07-06 | 1983-12-20 | Texaco Development Corporation | Tension leg platform system |
US4661016A (en) * | 1985-04-11 | 1987-04-28 | Mobil Oil Corporation | Subsea flowline connector |
US4673313A (en) * | 1985-04-11 | 1987-06-16 | Mobil Oil Corporation | Marine production riser and method for installing same |
EP0251488B1 (en) * | 1986-06-05 | 1991-11-06 | Bechtel Limited | Flexible riser system and method for installing the same |
US5159891A (en) * | 1991-08-22 | 1992-11-03 | Shell Offshore Inc. | Adjustable boat mooring system for a flexibly-supported tension leg platform |
US5316509A (en) * | 1991-09-27 | 1994-05-31 | Sofec, Inc. | Disconnectable mooring system |
US5275510A (en) * | 1992-01-16 | 1994-01-04 | Jacob De Baan | Offshore tanker loading system |
FR2689603B1 (fr) * | 1992-04-07 | 1994-05-20 | Coflexip | Dispositif de montage d'une ligne flexible comportant un limiteur de courbure. |
US5505560A (en) * | 1993-10-26 | 1996-04-09 | Offshore Energie Development Corporation (Oecd) | Fluid transfer system for an offshore moored floating unit |
-
1994
- 1994-10-12 US US08/321,712 patent/US5639187A/en not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-10-02 GB GB9520062A patent/GB2295408B/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-10-11 NO NO19954047A patent/NO310737B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO954047L (no) | 1996-04-15 |
GB9520062D0 (en) | 1995-12-06 |
US5639187A (en) | 1997-06-17 |
NO954047D0 (no) | 1995-10-11 |
GB2295408B (en) | 1998-06-24 |
GB2295408A (en) | 1996-05-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO310737B1 (no) | Marint kjedelinje-stigerörsystem av stål | |
US4793737A (en) | Flexible riser system | |
US4273470A (en) | Offshore production riser with flexible connector | |
US8262319B2 (en) | Freestanding hybrid riser system and method of installation | |
US20050196243A1 (en) | Riser apparatus assembly and method of installing same | |
US20060127187A1 (en) | Anchor installation system | |
NO178508B (no) | Fleksibel produksjons-stigerörmontasje | |
MXPA03011633A (es) | Una instalacion de conexion para una tuberia subterranea conectada a un tubo ascendente. | |
NO318688B1 (no) | Stigerorssystem, samt fremgangsmate ved montering av et stigerorsystem, for a koble en installasjon pa sjobunnen til et flytende fartoy | |
MX2007016301A (es) | Metodo de instalacion de tubo elevador desde una unidad de produccion maritima. | |
NO340015B1 (no) | System og fremgangsmåte med hybridstigerør | |
AU2015376145B2 (en) | Ballasting and/or protection devices for underwater lines | |
US5865566A (en) | Catenary riser support | |
EP0825325A1 (en) | Catenary riser supports | |
US5702205A (en) | Steel catenary riser system for marine platform | |
NO161138B (no) | Undersjoeisk stigelednings-manifoldsystem. | |
EP2149669B1 (en) | Guide arrangement for a marine riser | |
US10655437B2 (en) | Buoyant system and method with buoyant extension and guide tube | |
WO2011008593A1 (en) | Mid-water transfer line | |
WO1997030265A1 (en) | Offshore production piping and method for laying same | |
Dale et al. | The grouped SLOR: Design and implementation | |
Finn | Reliable riser systems for spars | |
Xu et al. | Design Features of Risers for the Extendable Draft Platform (EDP) | |
BRPI1002454B1 (pt) | Método de instalação de riser híbrido autossustentável | |
Pompa et al. | Concepts for a bottom-mounted buoyant, stab-in cold water pipe for the OTEC program |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |