NO314028B1 - Flytende bore- og produksjonskonstruksjon på dypt vann - Google Patents

Flytende bore- og produksjonskonstruksjon på dypt vann Download PDF

Info

Publication number
NO314028B1
NO314028B1 NO19972116A NO972116A NO314028B1 NO 314028 B1 NO314028 B1 NO 314028B1 NO 19972116 A NO19972116 A NO 19972116A NO 972116 A NO972116 A NO 972116A NO 314028 B1 NO314028 B1 NO 314028B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
plates
water
frame
sea
field
Prior art date
Application number
NO19972116A
Other languages
English (en)
Other versions
NO972116D0 (no
NO972116L (no
Inventor
Edward E Horton
Original Assignee
Deep Oil Technology Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Deep Oil Technology Inc filed Critical Deep Oil Technology Inc
Publication of NO972116D0 publication Critical patent/NO972116D0/no
Publication of NO972116L publication Critical patent/NO972116L/no
Publication of NO314028B1 publication Critical patent/NO314028B1/no

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B35/4413—Floating drilling platforms, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B1/00—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils
    • B63B1/02—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement
    • B63B1/04—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with single hull
    • B63B2001/044—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with single hull with a small waterline area compared to total displacement, e.g. of semi-submersible type
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/442—Spar-type semi-submersible structures, i.e. shaped as single slender, e.g. substantially cylindrical or trussed vertical bodies

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Physical Water Treatments (AREA)
  • Revetment (AREA)
  • Cultivation Receptacles Or Flower-Pots, Or Pots For Seedlings (AREA)

Description

Oppfinnelsen angår en flytende anordning på et sjøfelt på dypt vann eller vertikale bøyer som benyttes ved boring og produksjon av brønner på feltet i lengre perioder.
Tidligere foreslåtte anordninger av denne bøyetype har bestått av et langt, vertikaltflytende skrog, et legeme eller en senkekasse med en øvre del beliggende over vannet og en nedre del, nedsenket i vannet til en valgt dybde. Den øvre del utsettes for vind og strømmer og den nedre del påvirkes av variable bølgebevegel-ser. For å kunne stabilisere anordningen mot duvebevegelse og mot stampe- og rullebevegelser er det foreslått og har omfattet bruk av horisontalt tilpassede områder i vertikal avstand fra hverandre langs lengdeaksen for bøyen, for derved å modifisere duvingen av anordningen. Denne avstand var meget stor, slik som vist i US-patent 3404413 og 3510892. Bruk av relativt store horisontale flater som i realiteten virker som massedempere, er beskrevet i US-patent 4516882, der bru-ken av slike flater er sett i sammenheng med ombygging av en strekkstagplattform og halvt nedsenkbare plattformer. Disse tidligere kjente anordninger omfattet også et forankringssystem, der forankringslinene ble forbundet med den nedre del av skroget og festet til ankeranordninger på sjøbunnen, enten i en kjedelinje eller strammet til med linene under strekk. I enkelte tilfelle ble det benyttet ballast i bunnen av den flytende konstruksjon.
Det primære formål med foreliggende oppfinnelse er derfor å tilveiebringe en ny sjøfeltanordning av bøyetypen for bore og produksjonsoperasjoner.
Et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en ny måte å forbinde skroganordningen og fagverksanordningen ved en valgt dybde som er avpasset til omgivelsene ved brønnstedet, for derved å oppnå en stabil konstruksjon, som påvirkes minimalt av duving, stamping og rulling.
Enda et formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fagverksramme som strekker seg under et flytende skrog, der fagverksrammen i realiteten er åpen for horisontale bevegelser av vannet, og der vertikale bevegelser av vannet i forhold til rammen blir hindret effektivt, og dette bidrar til at «mer masse blir tilføyd» til skrog-rammeanordningen i vertikalretningen.
Enda et formål med oppfinnelsen er å utstyre fagverksrammen med en kjøl-anordning med ballastmidler for å kunne forskyve vekten av dekket og utstyret på dette, og å senke tyngdesenteret for anordningen under oppdriftssenteret, for derved å øke stabiliteten for anordningen.
Enda et formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe oppdriftskamre i kjøl-anordningen for lettere å kunne posisjonere anordningen i en horisontal stilling under tauing.
Andre og spesielle formål med oppfinnelsen kan omfatte en ny måte å forbinde forankringsliner gjennom klyss til anordningen og for å forbinde forankringslinene til forankringsanordningene som er innleiret i sjøbunnen, en ny forankrings-bokskonstruksjon for en stram forankringsline, samt en ny anordning for å øke arealet av en dekks- eller innfangningsplate.
Disse formål oppnås ifølge oppfinnelsen ved hjelp av anordninger som angitt i de etterfølgende krav.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer således en ny feltbøyeanordning som er lett å forankre over ett eller flere brønnhoder på sjøbunnen i den lange tid det tar å bore og produsere feltet. Under alle betingelser i omgivelsene vil anordningen være slik at boring og produksjon kan foretas, personell og utstyr kan virke effektivt, og det er vesentlig at de stive, vertikale stigerør som fører brønnfluider, vil forbli tilkoblet til brønnhodene. For å oppnå disse generelle formål gis bøye-anordningen en ny utformning, der en øvre del av det flytende skrog legeme med senkekasseform er forbundet med bunnenden via en ny rammekonstruksjon i form av et horisontalt åpent fagverk, idet rammekonstruksjonen har en lengde som er større enn lengden av skroglegemet som stikker ned gjennom de bølge-, vind- og strømsoner som er fremherskende på det aktuelle felt. Fagverksrammen er dessuten utformet med en rekke i vertikal avstand fra hverandre anordnede dekk, bestående av plater, og det dannes åpne vinduer på hver side av fagverksrammen. Vinduene gjør fagverksrammen åpen eller gjennomsiktig og vil i realiteten la bevegelser i havet passere på tvers mellom dekkene. Samtidig vil vann bli innfanget mellom de horisontale, uperforerte plater (unntatt en passasje for stige-rør), idet avstanden mellom platene blir valgt slik i forhold til dekkene at det i realiteten fås en tilføyd vannmasse tilnærmet lik volumet av en kubus med samme sidedimensjoner som for platen. Denne konstruksjon medfører at anordningen ifølge oppfinnelsen kan utformes for å minske duving, stamping og rulling av anordningen, og det oppnås dessuten en ønskelig naturlig svingeperiode for anordningen under de gitte bølgeforhold på brønnstedet.
Foreliggende oppfinnelse vil fremgå klarere av den følgende beskrivelse av et utførelseseksempel ifølge oppfinnelsen som er vist på tegningene, hvor: Fig. 1 er et oppriss av en sjøfeltanordning ifølge oppfinnelsen, som er installert på dypt vann og er forankret ved hjelp av stramme forankringsliner. Fig. 2 er et deloppriss av den på fig. 1 viste anordning sammen med en bølgeformet strøm. Fig. 3 er et sideoppriss av skroget og fagverksrammen, delvis i snitt, og viser som eksempler vanndybdene i forhold til anordningen, samt et skjematisk stigerørsystem. Fig. 4 er et snitt lagt langs planet som er antydet med linjen 4-4 på fig. 3. Fig. 5 er et snitt lagt langs planet som er antydet med linjen 5-5 på fig. 3. Fig. 6 er et snitt lagt langs planet som er antydet med linjen 6-6 på fig. 3. Fig. 7 er et snitt lagt langs planet som er antydet med linjen 7-7 på fig. 3. Fig. 8 er et snitt lagt langs planet som er antydet med linjen 8-8 på fig. 3. Fig. 9 er et mer detaljert riss av bunndelen av fagverksrammen, der det er antydet med sirkelen på fig. 1. Fig. 10 er et horisontalt grunnriss lagt langs planet som er antydet med linjen 10-10 på fig. 9. Fig. 11 er et snitt lagt langs planet som er antydet med linjen 11-11 på fig. 9. Fig. 12 er et skjematisk riss av et arrangement med stramme forankringsliner. Fig. 13 er et delsnitt av installasjonen av en ankeranordning som benyttes sammen med den på fig. 1 viste anordning.
Fig. 14 viser hvordan ankeranordningen fylles med ballast.
Fig. 15 viser ankerinstallasjonen ifølge fig. 13 etter at den er fullført.
Fig. 16 er et grunnriss av ankeranordningen ifølge fig. 13 lagt langs planet som er antydet med linjen 16-16 på fig. 15, der bare en av ankerlineforbindelsene er vist. Fig. 17 er et forstørret delriss av ankertappen og den på fig. 16 viste line-forbindelse. Fig. 17a er et delgrunnriss av fig. 17 lagt langs planet som er antydet med linjen 17a-17a på fig. 17. Fig. 18 er et forstørret delriss, delvis i snitt, av en gjennomføringsforbindel-se til fagverksrammen i anordningen, og
fig. 19 er et forstørret delriss av stigerør og sentreringspinne ved den sirkel som er antydet med 19 på fig. 3.
På fig. 1 er en feltanordning beregnet for dypt vann ifølge oppfinnelsen generelt betegnet med henvisningstallet 20. Den omfatter generelt et toppdekk 22 som er oppebåret av en flytende skroganordning 24 som er delvis nedsenket i vannet, samt en rammekonstruksjon 26 som er forbundet med bunnenden på skroget og som stikker ned til vanndybde under vesentlig bølgepåvirkning. Forankringsliner som generelt er gitt henvisningstallet 28 er forbundet med rammeanordningen ved en valgt dybde og er koblet til en ankeranordning 30 som er innleiret i sjøbunnen, og forankringslinene danner et stramt forankringssystem, slik det vil bli beskrevet senere.
Skroganordningen 24 kan i dette eksempel ha en sylindrisk form med rette sideflater ved den øvre del 32 og den nedre del 34. Formen på skroganordningen kan også være prismatisk. Lengden av skroget kan strekke seg over 60 meter under vannflaten (fig. 3), avhengig av bølgeforholdene, og det kan strekke seg til en valgt høyde over vannflaten for å bære det øvre dekk 22. Dekket gir plass for bore- og produksjonsutstyr, bygninger og annet nødvendig utstyr for drift av anordningen.
Skroganordningen omfatter en konsentrisk indre vegg 36 som danner en sentral passasje eller brønn 38 på langs gjennom skroget. Mellom veggen 36 og den ytre vegg i skroget er det anordnet et antall rom 40 som kan benyttes til vari-abel ballast, oljelagring og som arbeidsrom.
Et stigerørsystem 42, som generelt er antydet i den sentrale brønn, kan omfatte en rekke stigerør som er oppebåret av oppdriftsbokser 44 på samme måte som beskrevet i US-patent 4702321 av 27.10.1987. Den sentrale brønn 38 er åpen ved bunnen, og sjøvann fyller brønnen og bærer oppdriftsboksene 44, idet det oppstår en minimal bevegelse mellom boksene og skroget.
Rammeanordningen 26 er forbundet med bunnenden av skroget og strekker seg nedad en valgt avstand fra denne ende. Dybden for forbindelsen mellom skroget og den øvre ende av rammeanordningen er avhengig av bølgepåvirknin-gen på feltstedet, og denne dybde velges på et sted der bølgeenergien er blitt vesentlig svekket. I områder med relativt rolig sjø og bølger med korte perioder kan skillelinjeforbindelsen ligge i en dybde av størrelsesordenen 30 m. I tung sjø og bølger med lange perioder kan skillelinjeforbindelsen ligge på nærmere 90 meters dybde. Lengden av skroganordningen og rammeanordningen står i forhold til de spesielle bølgebetingelser ved det spesielle feltsted for å oppnå en anordning der duve-, stampe- og rullebevegelser er redusert til et minimum. Rammeanordningen er konstruert slik at det fås en rekke vertikalt anordnede rom eller nisjer 50 som er avgrenset vertikalt av horisontale plater 52. Rammeanordningen omfatter i lengderetningen vertikale søyler 54 som danner forbindelse mellom platene 52 ved hjørnene av disse, samt diagonale fagverkselementer 55, idet platene 52 i dette eksempel er kvadratiske. Platene 52 kan være polygonale eller sirkulære og ikke perforerte, unntatt er åpninger for å kunne oppta stigerørene. Arrangementet av plater og forbindelsessøyler er slik at det dannes store vinduer eller åpninger 56 på alle sider av rammen, og vannet kan derfor passere lett gjennom disse i horisontalretningen. Med den i hovedsaken ikke perforerte struktur av platene 52 og med avstanden mellom disse valgt i forhold til platedimensjonene vil vannet mellom disse bli innfanget av anordningen, når den relative bevegelse mellom anordningen og vannpartiklene utenfor rammeanordningen er vertikal. Det innfangede vann ligger i en dybde under bølgepåvirkning av betydning, slik det skjematisk er antydet med vannpartikkelbanen til venstre på anordningen ifølge fig. 2. Bølgene vil derfor ikke bidra til duvebevegelsen av anordningen 20, men vil derimot hindre duvebevegelsen. Det skal også bemerkes at massen av innfanget vann i nisjene 56 virker som en del av anordningen i vertikalretningen. En slik virkning eller effekt tjener til å øke den naturlige svingeperiode for anordningen, og den er betydelig lengre enn bølgeenergiperiodene som er vist. En konstruksjon for bølger i Mexicogulfen kan for eksempel for en 100-årsstorm ha en svingeperiode på 14 til 16 sek. Konstruksjonen av den foreliggende anordning kan for eksempel ha en duveperiode på 28 sek., som er mye lengre enn svingeperioden for bølge-ne. Det skal bemerkes at dyptstikkende, flytende plattformer med en langstrakt konstruksjon, der bunnen stikker ned til en dybde på ca 200 meter, og der bølge-påvirkningen ikke er av betydning, kan bli utsatt for sterke strømmer, som kan resultere i høye belastninger på konstruksjonen, og som kan gi uønskede vibrasjoner på grunn av periodisk virveldannelse, som av og til betegnes som virvel-indusert vibrasjon (VIV). I den utformning av foreliggende anordning blir energien av de virvelinduserte vibrasjoner som utvikles av det øvre skrog, absorbert på grunn av rammeanordningens åpne struktur for horisontale bevegelser av vannet og på grunn av innfangningen av vannet mellom de horisontale innfangnings-plater. De vannmasser som innfanges av de horisontale plater ved bevegelser i vertikalretningen, bevirker at vannet i nærheten akselereres og derved bidrar til «øket masse» til anordningen i vertikalretningen. Størrelsen på slik øket masse for hvert rom blir omtrent halvparten av volumet av en kubus (eller en kule) som har tre dimensjoner basert på de to dimensjoner for en innfangningsplate 52 og den vertikale høyde for rommet eller nisjen. Ifølge foreliggende oppfinnelse kan det derfor tilveiebringes enhver ønskelig naturlig svingeperiode for anordningen ved å velge antall plater, dimensjonene på disse og deres vertikale avstand under konstruksjonen av rammeanordningen.
Det er lett å forstå at en vertikal bevegelse av anordningen drives av tryk-krefter som virker på undersiden av den flytende skroganordning 26. Trykkhøyden er proporsjonal med bølgehøyden og svekkes eksponensielt med dybden. Størrel-sen på svekningen er også avhengig av svingeperioden eller bølgelengden. Et flytende skrog som stikker ned til en dybde på 60 til 90 meter blir utsatt for større påvirkningskrefter enn en 180 meter lang bøye.
Midlene for å oppnå en valgt naturlig svingeperiode, slik som foran beskrevet, kan i tillegg til masseinnfangningsplatene omfatte utvidelser 60, slik som vist på fig. 2, 9 og 10.1 dette eksemplet kan hver utvidelsesplate være svingbart forbundet ved 62 til rammekonstruksjonen ved den ytre sidekant av platen 52. For-målet med de svingbare (eller tilbaketrekkbare) utvidelsesplater 60 er å forenkle sjøsettingen av anordningen og å redusere slepebelastninger under sleping. Slike utvidelsesplater 60 kan være anordnet på en eller flere av platene 52, og de vil i vesentlig grad øke den «tilføyde masse» av innfanget vann. Det kan derved oppnås gunstigere båre- og stampedynamikk, og det samme gjelder duveegenska-pene.
Selv om det er vist at utvidelsesplatene 60 har en hengselforbindelse til rammeanordningen, kan det benyttes andre forbindelser, f.eks. horisontalt glidende utvidelsesplater som er anordnet på platen 52. Platene 60 kan også være faste, hvis ikke sjøsettingen eller tauingen av anordningen er en faktor som må tas i betraktning.
Fig. 4 til 8 viser et skjematisk arrangement av et stigerørsystem, der rørene passerer gjennom rekken av plater 52 og gjennom den sentrale brønn 38 i skroganordningen. I det planriss som er vist på fig. 4 er det antydet at brønnen 38 har et kvadratisk tverrsnitt, og oppdriftsboksene 44 på stigerørene er anordnet i fire rek-ker med fem stigerør i hver rekke.
På fig. 5 strekker stigerørene 42 seg gjennom skilleforbindelsen mellom skroget og rammen i det samme arrangement som på fig. 4, og de passerer gjennom platen 52 i åpninger som er litt større enn diameteren for rørene.
På fig. 6 og 7 er det vist at diameteren av røråpningene i platene 52' og 52" økes progressivt for å kunne oppta en viss bøyning av rørene under horisontale fluktuasjoner av anordningen.
Fig. 8 viser mønsteret for stigerørene når de kommer ut fra kjølanordningen 70, hvilket skal beskrives senere.
Kjølanordningen 70 er vist på fig. 9 og 11, og den vil i betydelig grad virke inn på stampingen og rullingen til anordningen. Anordningen 70 omfatter oppdriftskamre 72 og ballastrom 74. Kamrene 72 gir oppdrift ved enden av rammeanordningen under tauing, når rammeanordningen er horisontal, og ikke viste midler er anordnet for å fylle kamrene når rammeanordningen skal opprettes.
Ballastrommene 74 kan fylles med et egnet ballastmateriale, f.eks. sand og vann, og fyllingen kan skje enten før oppretting av anordningen eller etter oppret-tingen ved å benytte et neddykket rør eller et permanent rør på vanlig kjent måte. Den faste ballast tilveiebringer statisk stabilitet når anordningen er plassert, den forskyver vekten av toppdekk og utstyr som er anordnet på skroganordningen, den gjør det enklere å plassere tyngdepunktet for anordningen, og den bevirker at anordningen ikke krenger vesentlig ved sterk vind og strøm.
Hvert ballastrom 74 kan være utstyrt med en nedad åpen hengslet port 76 for å kunne dumpe ballast hvis anordningen av en eller annen grunn skulle dreies til horisontal stilling for tauing til et nytt feltsted.
Kjølanordningen kan også omfatte oppdriftskamre 72, og i disse er det så stort deplasement at vekten til ballasten kan oppveies. I kamrene 72 kan det inn-føres trykkluft for at anordningen skal kunne returnere til en horisontal stilling. Ved dette arrangement blir det mulig å holde oppdriftskamrene ved omgivelsestrykk. Da det ikke er nødvendig å opprettholde fullt hydrostatisk trykk ved denne utformning, kan det spares mye i omkostningene til stål.
Kjølanordningen som er vist på fig. 3 og 19 omfatter et nedad åpent kam-mer som har en relativt vid inngangsåpning 80, og stigerørene passerer gjennom denne med meget løs klaring eller pasning. Bunnåpningen 82 er så vid at når stigerørene utsettes for noe bøyning som en følge av sidebevegeiser av anordningen, vil rørene ikke komme i kontakt med sidekantene i åpningen 82.
Forankringsanordningen 30 er av tyngdekrafttypen og er avpasset som en 16-punkts fortøyning, der hvert anker er koblet til endene på fire forankringsliner. Hver gruppe på fire liner er anordnet i 90° i forhold til hverandre, slik det er vist på fig. 12, og skal beskrives senere. Hver forankringsanordning 30 kan omfatte en hul boks 90 med vertikale sidevegger 92 med indre forsterkninger 94 og forbundet med en bunnvegg 96 med dreneringshull, samt en toppåpning 100. Bunnveggen 96 er utstyrt med nedstikkende skjørt 102 langs omkretsen. Som vist på fig. 13 kan det benyttes egnede midler til å senke boksen 90 ned på sjøbunnen, der skjørtene 102 til å begynne med vil trenge inn i massen i sjøbunnen. Derpå kan ballastmateriale 106 helles i den åpne boks ved hjelp av et neddykket rør 108 inntil boksen er full, idet vekten av ballastmaterialet fører til ytterligere setting av forankringsboksen til en fullt innleiret stilling, slik som vist på fig. 15.
Forankringsboksen 90 er langs en av veggene 92 utstyrt med en rekke sideveis utstikkende opptakere 110 som er best vist på fig. 16,17 og 17a. Hver opptaker kan ha renneform med en oppad hellende bunnvegg 112, som ved den nedre ende ender i en fordypning 114 og som sammen med et utstikkende anlegg 116 danner en åpning 118 som opptar den nedre ende på en forankringsbolt 120. I en avstand fra den øvre ende av bolten 120 er det anordnet en ringskulder eller klakk 122 som butter mot en tilsvarende skulder 124 i opptakeren 110, når forankringsbolten er i driftsstilling, slik at den overfører kreftene i forankringslinen til forankringsboksen 90. En ROV (Remote Operating Vehicle) som påvirker en låse-innretning 126 vil ytterligere sikre at forankhngsbolten ikke vil frigjøres fra opptakeren 110. Det er anordnet en forankringsbolt 120 for hver forankringsline og opptaker 110.
Det er lett å forstå at den foran beskrevne forankringsanordning krever kjennskap til skjærkrefter og bærestyrke i massene i sjøbunnen på feltstedet, for derved å kunne bestemme inntrengningsdybden av forankringsboksen i sjøbunnen, samt den nødvendige ballast og fasthold i ngsegenskapene for forankringen. Som antydet med linen 130 på fig. 15 er trekkretningen av forankringslinen slik at kraftvektoren passerer gjennom den bakre ende av skjørtet 102 på forankringsboksen 90 i et område med størst motstand. Vekten av ballasten vil tvinge det nedskjærende skjørt inn i sjøbunnformasjonen, slik at det utøves en maksimal motstand.
Ved installering av forankringsbolten 120, kan den nedsenkes i vertikal stilling, der dens nedre ende føres inn i opptakeren utenfor anlegget 116. Den nedre boltende kommer da i kontakt med bunnen 112 av rennen og vil deretter gli ned inn i fordypningen 114. Den inntar da den oppad hellende stilling med de tilpassede skuldre i inngrep for å begrense boltens bevegelse oppad. Forankrings-linens dreieforbindelse ved 132 ligger i en avstand fra forankringsboksen og er lett tilgjengelig.
Det er lett å forstå at det kan benyttes andre forankringssystemer som kan utstyres med midler for å installere ankere uavhengig fra forankringslinen, der sammenkoblingen skjer over bunnlinjen for å kunne bli overvåket av en ROV (Remote Operating Vehicle), og at forankringslinen kan frakobles, inspiseres og kobles til igjen uten å fjerne ankerboksen.
Det stramme forankringslinesystem er best vist på fig. 2, 12 og 18. Fig. 12 viser de skjematiske bunter på fire forankringsliner 28 som strekker seg fra rammeanordningen 26 og i 90° i forhold til hverandre og til ankeranordningen 30. Et stramt forankringssystem er for det foreliggende formål et system der forankringslinen ikke ligger på sjøbunnen ved forankringsboksen, idet linen forlater forankringsboksen i en vinkel oppad, slik som vist på fig. 1. Når den flytende anordning beveger seg sideveis fra nøytralstillingen, vil vanligvis de bløte eller slakke liner gjøres stive, og forankringssystemet kan da betraktes som ikke lineært. Det stramme system er fordelaktig for bøyekonstruksjoner, fordi det blir forholdsvis små sykliske bevegelser ved klyssforbindelsen til rammeanordningen.
Hvis videre en av de fire liner skulle ryke, vil de nærliggende tre liner i linegruppen dele belastningen likt, og forankringskapasiteten for de tre liner er større enn for en enkelt line i et konvensjonelt og med likt fordelte liner rundt ved et 16-liners forankringsarrangement.
Som vist på fig. 2 vil hver av forankringslinegruppene 28 bli ført gjennom et klyssrør 138 som kan strekke seg fra forbindelsen ved det ytre av rammeanordningen og i en bue med lang radius til den motstående ytterside på rammeanordningen og derpå oppad langs utsiden av skroganordningen og til det øvre dekk over vannet. Den klokkeformede nedre ende 140 på klyssrøret kan være radialt utad utvidet for å kunne oppta en begrenset bøyning av forankringslinene når de kommer ut av klyssrøret. Ved at klyssrøret er forlenget over vannlinjen, ved at det fylles med olje, og ved at det tilveiebringes en olje-vann-skilleflate 142 under tangentpunktet 144 for forankringslinene i klyssrøret, vil oljen kunne smøre linene inne i klyssrøret. Forankringslinene blir derved beskyttet og vedlikeholdet blir redusert.
For fagfolk på området er det lett å forstå at den nye konstruksjon og driften av anordningen 20 fører til betydelige fordeler i forhold til de tidligere kjente bøye-utformninger, idet slike fordeler kan være følgende: a. Skroganordningen kan bygges på et skipsverft, og rammeanordningen kan bygges på et stålfremstillingsverk, og de to konstruksjoner kan derpå kobles sammen, enten på land eller på en lekter.
b. Fagverkskonstruksjonen i rammeanordningen krever mindre mengder
stål enn en sylindrisk senkekasse under skroget.
c. På grunn av fagverkskonstruksjonen i rammeanordningen vil amplituden for de virvelinduserte vibrasjoner i skroget bli redusert. d. Bøyebelastninger på skroganordningen i flytende horisontalstilling eller
under tauing blir redusert.
e. Belastningene på forankringslinene blir redusert på grunn av åpningene i fagverkskonstruksjonen som reduserer virkningen av sjøstrømmer og virvelinduserte vibrasjoner.
f. Den progressive økning av åpningene i platene for føring av stigerørene medfører styring av krumningen og påkjenninger i stigerørene under stamping, rulling, duving og giring av anordningen. Hulldiametrene i platene kan utføres slik at man tar i betraktning antallet av påkjennings-sykluser og størrelsen av disse, for derved å sikre en strukturell helhet og utvidet utmattingsstyrke ved de forut antatte forhold i omgivelsene.
Det er lett å forstå at det kan foretas forskjellige modifikasjoner og endringer i den foran beskrevne anordning, og alle slike endringer og modifikasjoner vil ligge innenfor ideen med foreliggende oppfinnelse og vil omfattes av rammen for de vedføyde patentkrav.

Claims (21)

1. En dypvanns offshore anordning for bruk av under boring og produksjon, omfattende: en øvre skroganordning (24) med en øvre endedel (20) som er avpasset for å gi anordningen oppdrift og som stikker over vannflaten og bærer et utstyrsdekk, samt en nedre del tilpasset for å strekke seg nedover til en forut-bestemt dybde der den nedadstigende anordningen har en rammeanordning (26) omfattende søyler (54) som strekker seg til en dybde under betydelig bølge-virkning, karakterisert ved vertikalt avstandsplasserte innfangingsplater (52) båret på rammeanordningene (26) og som tilveiebringer åpne nisjer, der platene (52) ligger i en vertikal avstand fra hverandre som tilsvarer en horisontal dimensjon av nisjen (50) for å tillate horisontal strøm av vann på tvers mellom platene (50) og for å begrense bevegelse av vannet vertikalt mellom platene (50) for å hindre bølgebevegelse ved innfangelse av vann mellom platene (50) for å øke den naturlige perioden for anordningen til en størrelse større enn maksimumsperioden for bølgespekteret.
2. Anordning ifølge krav 1,karakterisert ved at de avstandsplasserte plater (52) danner en rekke av nisjer eller rom (50) med i hovedsaken samme volum.
3. Anordning ifølge krav 1,karakterisert ved at hver av platene (52) har i hovedsaken samme flatemål.
4. Anordning ifølge krav 1,karakterisert ved at hver av platene (52) har samme sidedimensjoner.
5. Anordning ifølge krav l.karakterisert ved at den omfatter midler (60,62) for å øke arealet av utvalgte plater.
6. Anordning for bruk på et felt over et eller flere brønnhoder på sjøbunnen for boring etter og/ eller produksjon av olje på feltet, omfattende: en skroganordning (24) som er avpasset til å bli delvis neddykket i sjøen og har en bunnendedel ved en dybde der bølgeenergien er ubetydelig; midler for å oppnå en valgt naturlig svingeperiode for anordningen avhengig av de forventede bølgebetingelser ved det sted oljefeltet befinner seg, idet disse midler omfatter: en nedadstikkende rammeanordning som er koblet til bunnendedelen og strekker seg ned til en dybde der bølgeinnvirkningen er ubetydelig,karakterisert ved at rammeanordningen (26) har en rekke vertikalt avstandsplasserte, horisontale plater (52) som danner rom eller nisjer (50) med åpninger for en tversgående, relativ vannbevegelse mellom disse og for innfang-ning av vann i disse rom (50) ved en relativ vertikalbevegelse mellom rammeanordningen og vannet.
7. Anordning ifølge krav 6, karakterisert ved at rammeanordningen omfatter midler for å øke arealet av en valgt plate (52), for derved å kunne modifisere den valgte svingeperiode for anordningen (20).
8. Anordning ifølge krav 7, karakterisert ved at de arealøkende midler omfatter utvidende plater (60) utenfor rammeanordningen (26).
9. Anordning ifølge krav 8, karakterisert ved at den omfatter midler til å bevege de utvidende plater (60) mellom en horisontal og en vertikal stilling.
10. Anordning for å minske duve-, stampe- og rullebevegelser av en flytende, dyptstikkende anordning (20) på et felt til sjøs, omfattende en rammeanordning (26) koblet sammen med en skroganordning (24) og stikker ned fra denne, karakterisert ved rammeanordningen (26) som omfatter en rekke vertikalt plasserte nisjer eller rom (50) som er avgrenset av horisontale plater (52) i en valgt vertikal avstand fra hverandre som står i forhold til sideutstrekningen av en plate og åpningene (56) mellom disse plater (52); at åpningene (56) skaper åpenhet mot havstrømmer i horisontalretningen for å minske slepekrefter; at platene (52) danner en i hovedsaken vannugjennomtrengelig barriere, slik at vannet innfanges i nisjene eller rommene (50) i vertikalretningen i forhold til rammeanordningen (26), for derved å øke den effektive masse forfeltanordningen (20); og slik at den naturlige svingeperiode for anordningen (20) modifiseres for derved å minske duve-, stampe- og rullebevegelser for anordningen (20).
11. Anordning for bruk sammen med en feltanordning (20) til sjøs med en rekke stigerør som omfatter en hovedsakelig vertikal ramme (26) er beregnet for å strekke seg nedad fra feltanordningen, og er karakterisert ved at en rekke i hovedsaken horisontale og vertikalt avstandsplasserte plater (52) er forbundet med rammen, at platene (52) er i hovedsaken ugjennomtrengelig for vann, idet en rekke stigerørsåpninger er utformet i disse, og at en rekke åpninger eller vinduer (56) er utformet mellom naboplater (52), slik at vann kan strømme horisontalt mellom disse plater (52).
12. Anordning for bruk sammen med en feltanordning til sjøs ifølge krav 11, karakterisert ved at rekken av hovedsakelig horisontale, vertikalt avstandsplasserte plater (52) omfatter en første og en andre plate (52), og at stigerørsåpningene som er utformet i den første plate (52) er betydelig større enn stigerørsåpningene i den andre plate (52).
13. Anordning for bruk sammen med en feltanordning til sjøs ifølge krav 11, karakterisert ved at minst en av de horisontale, vertikalt avstandsplasserte plater (52) omfatter en utvidelsesplate (60).
14. Anordning for bruk sammen med en feltanordning til sjøs ifølge krav 11, karakterisert ved at to naboplater (52) ligger i en valgt avstand fra hverandre som tilsvarer sidestørrelsen på platene (52).
15. Anordning for bruk sammen med en feltanordning til sjøs, omfattende en i hovedsaken vertikal ramme (26) er beregnet for å strekke seg nedad fra feltanordningen (24), og er karakterisert ved at en rekke rom eller nisjer (50) er anordnet i vertikal avstand fra hverandre langs rammen (26), at hvert rom (50) omfatter i det vesentlige vannugjennomtrengelige topp- og hunndeler (52) som i hovedsaken hindrer vann i å strømme vertikalt fra et rom (50) til naborommet (50), og at det i hvert rom (50) er utformet en rekke vertikalt forløpende åpninger eller vinduer (56), slik at vann kan strømme horisontalt gjennom hvert rom (50).
16. Anordning for bruk sammen med en feltanordning til sjøs ifølge krav 15, karakterisert ved at topp- og hunndelene (52) i et av rommene (50) ligger i en valgt avstand fra hverandre som tilsvarer sidestørrelsen på en av delene (52).
17. Anordning for bruk sammen med en feltanordning til sjøs ifølge krav 15, karakterisert ved at toppdelen (52) og/eller bunndelen (52) omfatter en utvidelsesplate (60).
18. Feltanordning til sjøs, omfattende: et skrog (24) som er beregnet for delvis neddykking i sjøen og har en bunnendedel ved en dybde der bølgeenergien er utvisket, en nedadstikkende ramme (26) som er forbundet med bunnendedelen på skroget (24) og stikker ned tii en dybde med ubetydelig bølgepåvirkning, samt en kontrollanordning for å kunne oppnå en naturlig svingeperiode for feltanordningen (20) som tilsvarer de forventede bølgeforhold, karakterisert ved at kontrollanordningen omfatter, en rekke vertikalt avstandsplasserte, hovedsakelig horisontale plater (52) er forbundet med rammen (26) og danner rom eller nisjer (50) som innfanger vann ved en vertikal relativbevegelse mellom rammen (26) og vannet, og at rommene (50) har åpninger eller vinduer (56), slik at vannet kan bevege seg på tvers gjennom rommene (50).
19. Anordning for bruk sammen med en feltanordning til sjøs ifølge krav 18, karakterisert ved at i det minste to naboplater (52) ligger i en valgt avstand fra hverandre som tilsvarer sidestørrelsen på en av platene.
20. Anordning for bruk sammen med en feltanordning til sjøs, omfattende en i hovedsaken vertikal ramme (26) som strekker seg nedad fra feltanordningen (24), karakterisert ved at i det minste ett rom (50) inngår i den hovedsakelig vertikale ramme (26) og omfatter i hovedsaken vannugjennomtrengelige topp- og hunndeler (52) som i hovedsaken hindrer vann i å strømme vertikalt inne i rommet (52), og at det i det minste ene rom (52) har en rekke vertikalt forløpende vinduer eller åpninger (56) som gjør at vannet kan strømme horisontalt gjennom rommene (52).
21. Anordning for bruk sammen med en feltanordning tii sjøs ifølge krav 20, karakterisert ved at topp- og hunndelene (52) for det i det minste ene rom (50) ligger fra hverandre i en valgt avstand som tilsvarer sidedimensjonen for en av delene (52).
NO19972116A 1994-11-08 1997-05-07 Flytende bore- og produksjonskonstruksjon på dypt vann NO314028B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/336,377 US5558467A (en) 1994-11-08 1994-11-08 Deep water offshore apparatus
PCT/US1995/014707 WO1996014473A1 (en) 1994-11-08 1995-11-08 Deep water offshore apparatus

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO972116D0 NO972116D0 (no) 1997-05-07
NO972116L NO972116L (no) 1997-07-07
NO314028B1 true NO314028B1 (no) 2003-01-20

Family

ID=23315812

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19972116A NO314028B1 (no) 1994-11-08 1997-05-07 Flytende bore- og produksjonskonstruksjon på dypt vann

Country Status (12)

Country Link
US (1) US5558467A (no)
EP (1) EP0791109B1 (no)
CN (1) CN1051128C (no)
BR (1) BR9509605A (no)
CA (1) CA2202151C (no)
ES (1) ES2215180T3 (no)
FI (1) FI118133B (no)
MX (1) MX9703370A (no)
NO (1) NO314028B1 (no)
NZ (1) NZ296833A (no)
OA (1) OA10480A (no)
WO (1) WO1996014473A1 (no)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8813670B2 (en) 2003-01-27 2014-08-26 Moss Maritime As Floating structure

Families Citing this family (79)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2317635A (en) * 1996-09-30 1998-04-01 Amerada Hess Ltd Apparatus for offshore production of hydrocarbon fluids
US6244785B1 (en) * 1996-11-12 2001-06-12 H. B. Zachry Company Precast, modular spar system
US7467913B1 (en) * 1996-11-15 2008-12-23 Shell Oil Company Faired truss spar
US6263824B1 (en) 1996-12-31 2001-07-24 Shell Oil Company Spar platform
US6227137B1 (en) 1996-12-31 2001-05-08 Shell Oil Company Spar platform with spaced buoyancy
US6092483A (en) * 1996-12-31 2000-07-25 Shell Oil Company Spar with improved VIV performance
US5887659A (en) * 1997-05-14 1999-03-30 Dril-Quip, Inc. Riser for use in drilling or completing a subsea well
WO1999010230A1 (en) 1997-08-22 1999-03-04 Kvaerner Oil & Gas Australia Pty. Ltd. Buoyant substructure for offshore platform
US5865566A (en) 1997-09-16 1999-02-02 Deep Oil Technology, Incorporated Catenary riser support
FI981967A0 (fi) 1997-09-16 1998-09-14 Deep Oil Technology Inc Menetelmä kelluvan avomerirakenteen kokoamiseksi
US6309141B1 (en) 1997-12-23 2001-10-30 Shell Oil Company Gap spar with ducking risers
US6210075B1 (en) * 1998-02-12 2001-04-03 Imodco, Inc. Spar system
US6431107B1 (en) * 1998-04-17 2002-08-13 Novellant Technologies, L.L.C. Tendon-based floating structure
US6206614B1 (en) * 1998-04-27 2001-03-27 Deep Oil Technology, Incorporated Floating offshore drilling/producing structure
CA2336901C (en) * 1998-07-06 2005-06-14 Seahorse Equipment Corporation Well riser lateral restraint and installation system for offshore platform
US5983822A (en) 1998-09-03 1999-11-16 Texaco Inc. Polygon floating offshore structure
US6230645B1 (en) 1998-09-03 2001-05-15 Texaco Inc. Floating offshore structure containing apertures
AU2564600A (en) * 1999-02-19 2000-09-04 Kvaerner Oil & Gas Usa Inc. Floating substructure with ballasting system
NO307224B1 (no) * 1999-03-25 2000-02-28 Pgs Offshore Technology As Ledeinnretning for produksjonsstigeroer ved petroleumsutvinning på store sjoedybder
NO20000831L (no) 1999-03-25 2000-09-26 Pgs Offshore Technology As Produksjonsplattform med brønnventiler pÕ dekk
US6371697B2 (en) 1999-04-30 2002-04-16 Abb Lummus Global, Inc. Floating vessel for deep water drilling and production
US6244347B1 (en) 1999-07-29 2001-06-12 Dril-Quip, Inc. Subsea well drilling and/or completion apparatus
DE10056857B4 (de) * 1999-11-18 2004-05-27 They, Jan, Dr. rer. nat. Verankerungsstabilisierte Trägerboje
US6488447B1 (en) 2000-05-15 2002-12-03 Edo Corporation Composite buoyancy module
US6439810B1 (en) 2000-05-19 2002-08-27 Edo Corporation, Fiber Science Division Buoyancy module with pressure gradient walls
US6435775B1 (en) 2000-05-22 2002-08-20 Edo Corporation, Fiber Science Division Buoyancy system with buoyancy module seal
US6719495B2 (en) 2000-06-21 2004-04-13 Jon E. Khachaturian Articulated multiple buoy marine platform apparatus and method of installation
US6402431B1 (en) 2000-07-21 2002-06-11 Edo Corporation, Fiber Science Division Composite buoyancy module with foam core
AU2001271364A1 (en) * 2000-08-21 2002-03-04 Cso Aker Maritime, Inc. Engineered material buoyancy system, device, and method
US6782950B2 (en) 2000-09-29 2004-08-31 Kellogg Brown & Root, Inc. Control wellhead buoy
US6632112B2 (en) 2000-11-30 2003-10-14 Edo Corporation, Fiber Science Division Buoyancy module with external frame
CA2450218A1 (en) * 2001-06-01 2002-12-12 The Johns Hopkins University Telescoping spar platform and method of using same
US6688250B2 (en) 2001-08-06 2004-02-10 Seahorse Equipment Corporation Method and apparatus for reducing tension variations in mono-column TLP systems
US6637979B2 (en) 2001-09-04 2003-10-28 Cso Aker Maritime, Inc. Telescoping truss platform
US7096957B2 (en) * 2002-01-31 2006-08-29 Technip Offshore, Inc. Internal beam buoyancy system for offshore platforms
US6805201B2 (en) * 2002-01-31 2004-10-19 Edo Corporation, Fiber Science Division Internal beam buoyancy system for offshore platforms
BR0302593B1 (pt) 2002-09-11 2011-08-09 tambor de flutuação de haste complacente e guia.
US6761124B1 (en) * 2002-09-28 2004-07-13 Nagan Srinivasan Column-stabilized floating structures with truss pontoons
US7086809B2 (en) * 2003-01-21 2006-08-08 Marine Innovation & Technology Minimum floating offshore platform with water entrapment plate and method of installation
US6942427B1 (en) 2003-05-03 2005-09-13 Nagan Srinivasan Column-stabilized floating structure with telescopic keel tank for offshore applications and method of installation
US6899492B1 (en) * 2003-05-05 2005-05-31 Nagan Srinivasan Jacket frame floating structures with buoyancy capsules
FR2855617B1 (fr) * 2003-05-28 2005-09-02 Sercel Rech Const Elect Emission de vibrations sismiques par un train de camions vibrateurs
AU2003304373A1 (en) * 2003-06-25 2005-02-14 Exxonmobile Upstream Research Company Method for fabricating a reduced-heave floating structure
US7328747B2 (en) * 2004-05-03 2008-02-12 Edo Corporation, Fiber Science Division Integrated buoyancy joint
US7044072B2 (en) * 2004-09-29 2006-05-16 Spartec, Inc. Cylindrical hull structure
FR2881171B1 (fr) * 2005-01-21 2008-07-18 D2M Consultants S A Sa Structure de guidage de canalisations reliant le fond marin a un support flottant
US7217066B2 (en) * 2005-02-08 2007-05-15 Technip France System for stabilizing gravity-based offshore structures
US7188574B2 (en) 2005-02-22 2007-03-13 Spartec, Inc. Cylindrical hull structural arrangement
RU2317915C2 (ru) * 2005-08-29 2008-02-27 СпарТЕК, Инк. Структурная схема цилиндрического корпуса
US20070166109A1 (en) * 2006-01-13 2007-07-19 Yun Ding Truss semi-submersible offshore floating structure
US7413384B2 (en) * 2006-08-15 2008-08-19 Agr Deepwater Development Systems, Inc. Floating offshore drilling/producing structure
WO2008022125A1 (en) * 2006-08-15 2008-02-21 Hydralift Amclyde, Inc. Direct acting single sheave active/passiv heave compensator
US7553106B2 (en) * 2006-09-05 2009-06-30 Horton Technologies, Llc Method for making a floating offshore drilling/producing structure
MX2010005485A (es) * 2007-11-19 2011-06-16 Keith K Millheim Sistema de tubo de subida autonomo que tiene camaras de flotacion multiples.
US7854570B2 (en) * 2008-05-08 2010-12-21 Seahorse Equipment Corporation Pontoonless tension leg platform
ITTO20090015A1 (it) * 2009-01-13 2010-07-14 Enertec Ag Piattaforma sommergibile a spinta bloccata per impianti eolici offshore in mare aperto in soluzione ibrida calcestruzzo-acciaio
US20120000071A1 (en) * 2009-03-19 2012-01-05 Technip France Offshore wind turbine installation system and method
US20100260554A1 (en) * 2009-04-09 2010-10-14 Yun Ding Heave plate on floating offshore structure
US7849810B2 (en) 2009-04-24 2010-12-14 J. Ray Mcdermott, S.A. Mating of buoyant hull structure with truss structure
US20110219999A1 (en) 2010-03-11 2011-09-15 John James Murray Deep Water Offshore Apparatus And Assembly Method
NO332120B1 (no) * 2010-04-15 2012-06-25 Aker Engineering & Technology Flytende understell
US8585326B2 (en) 2010-04-27 2013-11-19 Seahorse Equipment Corp. Method for assembling tendons
US9422027B2 (en) 2010-04-28 2016-08-23 Floatec, Llc Spar hull centerwell arrangement
US8444347B2 (en) * 2010-08-03 2013-05-21 Technip France Truss heave plate system for offshore platform
SG10201507177WA (en) 2010-09-22 2015-10-29 Jon E Khachaturian Articulated multiple buoy marine platform apparatus and method of installation
US8757081B2 (en) 2010-11-09 2014-06-24 Technip France Semi-submersible floating structure for vortex-induced motion performance
CN102141462B (zh) * 2010-12-31 2012-11-14 中国海洋石油总公司 一种钢悬链线立管触底振动实验方法及系统
US8707882B2 (en) 2011-07-01 2014-04-29 Seahorse Equipment Corp Offshore platform with outset columns
US8757082B2 (en) 2011-07-01 2014-06-24 Seahorse Equipment Corp Offshore platform with outset columns
KR20140116386A (ko) 2011-12-30 2014-10-02 내셔널 오일웰 바르코 엘.피. 심층수 너클 붐 크레인
CN103912245B (zh) * 2012-08-07 2017-12-19 中国海洋石油总公司 深水钻井生产立式储油平台及其操作方法
MX345548B (es) 2012-09-17 2017-02-03 Technip France Amortiguación de vibración inducida por vórtice de viga de mástil con placas verticales.
BR112015013690B1 (pt) 2012-12-13 2021-11-16 National Oilwell Varco, L.P. Sistema de compensação de balouço remoto e guindaste tendo um sistema de compensação de balouço
US9022693B1 (en) 2013-07-12 2015-05-05 The Williams Companies, Inc. Rapid deployable floating production system
FR3020396B1 (fr) * 2014-04-25 2016-05-13 Saipem Sa Procede d'installation et mise en œuvre d'un tube rigide depuis un navire ou support flottant
CN105799873B (zh) * 2016-03-18 2018-02-23 湖北海洋工程装备研究院有限公司 一种水上浮体海上组合增浮系统
US10655437B2 (en) * 2018-03-15 2020-05-19 Technip France Buoyant system and method with buoyant extension and guide tube
NO344396B1 (en) * 2018-11-01 2019-11-25 Mbs Int As Offshore farming system
CN111706714A (zh) * 2020-06-22 2020-09-25 中国海洋石油集团有限公司 一种立管保护架的安装方法

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3118283A (en) * 1964-01-21 Xkilling barge
US3001370A (en) * 1954-09-23 1961-09-26 John B Templeton Marine drilling methods and apparatus
FR1212867A (fr) * 1957-09-27 1960-03-28 Schenectady Varnish Company Bromométhyl-méthylolphénols et procédé pour la préparation de ceux-ci
US2953904A (en) * 1958-04-03 1960-09-27 Lowell B Christenson Submersible barge assembly
GB1104352A (en) * 1963-08-28 1968-02-28 Christiani & Nielsen Ltd Improvements in and relating to methods of and apparatus for building marine structures such as lighthouses
US3277653A (en) * 1963-11-26 1966-10-11 Christopher J Foster Offshore platforms and method of installing same
GB991247A (en) * 1964-04-21 1965-05-05 Shell Int Research Offshore structure
NL6405951A (no) * 1964-05-28 1965-11-29
US3385069A (en) * 1966-10-07 1968-05-28 Bethlchem Steel Corp Mobile marine platform apparatus
FR1510937A (fr) * 1966-11-30 1968-01-26 Automatisme Cie Gle Perfectionnement aux plateformes flottantes
US3404413A (en) * 1967-01-19 1968-10-08 Daniel W. Clark Mobile marine structure
GB1172558A (en) * 1967-04-27 1969-12-03 Cammell Laird & Company Shipbu Improvements in or relating to Buoyant Well-Head Structures for Offshores Wells
US3572278A (en) * 1968-11-27 1971-03-23 Exxon Production Research Co Floating production platform
JPS4996474A (no) * 1973-01-23 1974-09-12
US3996754A (en) * 1973-12-14 1976-12-14 Engineering Technology Analysts, Inc. Mobile marine drilling unit
DE2547890A1 (de) * 1975-10-25 1977-05-05 Krupp Gmbh Bohrinsel und verfahren zum montieren einer solchen
NO142040C (no) * 1977-07-22 1980-06-18 Furuholmen A S Ing Thor Fremgangsmaate ved montering av dekk paa en understoettelseskonstruksjon.
GB2075096B (en) * 1980-04-30 1984-08-08 Brown & Root Mooring and supporting apparatus and methods for a guyed marine structure
DE3021858C2 (de) * 1980-06-11 1982-11-11 Messerschmitt-Bölkow-Blohm GmbH, 8000 München Gasdynamischer CO↓2↓-Laser
US4516882A (en) * 1982-06-11 1985-05-14 Fluor Subsea Services, Inc. Method and apparatus for conversion of semi-submersible platform to tension leg platform for conducting offshore well operations
US4606673A (en) * 1984-12-11 1986-08-19 Fluor Corporation Spar buoy construction having production and oil storage facilities and method of operation
US4710061A (en) * 1985-04-12 1987-12-01 Atlantic Richfield Company Offshore well apparatus and method
US4702321A (en) * 1985-09-20 1987-10-27 Horton Edward E Drilling, production and oil storage caisson for deep water
FR2620413A1 (fr) * 1987-09-10 1989-03-17 Seamet International Element constitutif d'une ligne d'ancrage catenaire, ligne d'ancrage comportant un tel element, et dispositif et procede de mise en oeuvre de cette ligne d'ancrage
US4906139A (en) * 1988-10-27 1990-03-06 Amoco Corporation Offshore well test platform system

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8813670B2 (en) 2003-01-27 2014-08-26 Moss Maritime As Floating structure

Also Published As

Publication number Publication date
NO972116D0 (no) 1997-05-07
NO972116L (no) 1997-07-07
FI971944A0 (fi) 1997-05-07
NZ296833A (en) 1998-03-25
CN1051128C (zh) 2000-04-05
EP0791109B1 (en) 2004-02-04
MX9703370A (es) 1998-02-28
AU691063B2 (en) 1998-05-07
CN1179804A (zh) 1998-04-22
CA2202151C (en) 2004-04-13
AU4155496A (en) 1996-05-31
EP0791109A4 (en) 1998-06-03
ES2215180T3 (es) 2004-10-01
US5558467A (en) 1996-09-24
CA2202151A1 (en) 1996-05-17
FI118133B (fi) 2007-07-13
WO1996014473A1 (en) 1996-05-17
FI971944A (fi) 1997-05-07
OA10480A (en) 2002-04-09
EP0791109A1 (en) 1997-08-27
BR9509605A (pt) 1997-10-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO314028B1 (no) Flytende bore- og produksjonskonstruksjon på dypt vann
NO315361B1 (no) Flytende senkekasse for offshore-produksjon og drilling
US4702321A (en) Drilling, production and oil storage caisson for deep water
US6375391B1 (en) Guide device for production risers for petroleum production with a “dry tree semisubmersible” at large sea depths
US7575397B2 (en) Floating platform with non-uniformly distributed load and method of construction thereof
RU2583028C2 (ru) Система подводной добычи с опорой башенного типа сооружения добычи в арктике
US4983073A (en) Column stabilized platform with improved heave motion
US6371697B2 (en) Floating vessel for deep water drilling and production
RU2141427C1 (ru) Плавучее буровое/добычное морское основание с малой осадкой (варианты)
US4702648A (en) Tension leg platform
KR20190011716A (ko) 해저 지지 유닛 및 천수 천공 터미널을 제공하는 방법
EA002582B1 (ru) Морской кессон
KR100382894B1 (ko) 반잠수되며이동가능한조립식해상플랫폼지지물
KR20000069906A (ko) 선체구조물
US5642966A (en) Compliant tower
Halkyard Status of spar platforms for deepwater production systems
US5480265A (en) Method for improving the harmonic response of a compliant tower
NO893066L (no) Delvis neddykkbar oljeplattform.
RU2382849C1 (ru) Ледостойкий буровой комплекс для освоения мелководного континентального шельфа
NO325651B1 (no) Bronnhodeplattform
NO169703B (no) Forankringsboremal for strekkstagplattform, med opphoeyet mal.
US5431511A (en) Tension leg platform
Glanville et al. Neptune project: spar history and design considerations
US5588781A (en) Lightweight, wide-bodied compliant tower
NO337402B1 (no) Et flytende skrog med stabilisatorparti

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired