NO315529B1 - Installasjon for produksjon av olje fra en offshoreforekomst, fremgangsmåtefor montering av et stigerör - Google Patents
Installasjon for produksjon av olje fra en offshoreforekomst, fremgangsmåtefor montering av et stigerör Download PDFInfo
- Publication number
- NO315529B1 NO315529B1 NO19993852A NO993852A NO315529B1 NO 315529 B1 NO315529 B1 NO 315529B1 NO 19993852 A NO19993852 A NO 19993852A NO 993852 A NO993852 A NO 993852A NO 315529 B1 NO315529 B1 NO 315529B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- riser
- float
- platform
- installation
- stated
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims description 4
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B19/006—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 including heave compensators
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B17/012—Risers with buoyancy elements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Foundations (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
INSTALLASJON FOR PRODUKSJON AV OLJE FRA EN OFFSHOREFOREKOMST, FREMGANGSMÅTE FOR MONTERING AV ET STIGERØR
Foreliggende oppfinnelse angår en installasjon for produksjon av olje fra en offshoreforekomst, av den typen som omfatter en halvt nedsenkbar plattform, i det minste ett stigerør som forbinder plattformen med sjøbunnen og midler for å sette stigerøret under strekk.
Halvt nedsenkbare plattformer er beregnet for oljeproduksjon i meget dype sjøer eller hav. De omfatter et skrog som under-støttes av ben, og de nedre ender av disse er forbundet med et hult fundament. Benene har oppdriftskasser. Fundamentet og oppdriftskassene gir plattformen oppdrift og stabilitet. Skroget, som er festet til benene, holdes over vannoverflaten når installasjonen er i produksjon.
Ett eller flere stigerør forbinder plattformen med sjøbunnen. Disse stigerør består av metalirør.
Lengden av disse, som hovedsakelig tilsvarer dybden på pro-duksjonsstedet, er vanligvis 1200 m, og vekten er i området 100 tonn.
For å hindre at stigerørene brister på grunn av virkningen til tverrgående strømmer er det kjent praksis å anordne midler for å sette dem under strekk. Disse midler utøver en kraft som tilsvarer omtrent en til to ganger vekten av stigerøret.
Fordi plattformen holdes flytende utsettes den på den ene side for variasjoner i vannivå som skyldes tidevann og på den annen side for bevegelser knyttet til dønninger. Dette med-fører at midlene for å holde stigerørene under strekk må gjøre det mulig å kompensere for den vertikale oscillasjonen av plattformen. Den maksimale vertikale oscillasjonen er vanligvis fra 4 til 12 meter.
Det er kjent fra US 4,351,261 hydropneumatisk drevne sylindre anordnet mellom den øvre enden av stigerøret og plattformen for å holde stigerørene under strekk. Disse sylindre må ha tilstrekkelig lang slaglengde til at de kan kompensere for den innbyrdes forskyvning mellom den øvre enden av stigerøret og plattformen. Dessuten må disse synlindre være tilstrekkelig kraftige til at de kan tåle kraften som oppstår ved stramning av stigerøret.
Det vil således forstås at de sylindre som for tiden er i bruk er meget store og benytter komplisert teknologi.
Fra US 4,657,439 og US 5,447,392 er det kjent strekkanord-ninger for stigerør omfattende flottøranordninger. Imidlertid innehar flottøranordningene i nevnte patenter vesentlige ulemper.
Formålet med oppfinnelsen er å komme frem til en produksjons-installasjon i hvilken stramningen av stigerøret eller hvert stigerør ikke krever bruk av kompliserte og omfangsrike midler på skroget til plattformen.
For dette formål angår oppfinnelsen en installasjon for produksjon av olje fra en offshoreforekomst, av den ovenfor angitte typen, og som kjennetegnes ved at midlene for stramning av stigerøret eller hvert stigerør omfatter i det minste en neddykket flottør som er forbundet med et punkt på hovedpartiet av stigerøret, for å trekke dette mot overflaten og en mekanisme for trekking av stigerøret, hvilken mekanisme er montert på plattformen og er tilknyttet den øvre enden av stigerøret.
I henhold til særskilte utførelser omfatter oppfinnelsen ett eller flere av de følgende trekk: - flottøren eller hver flottør er dimensjonert for å utøve en trekkraft mot stigerøret som overstiger trekkraften som ut-øves av den øvre trekkemekanismen, - flottøren er dimensjonert for å utøve en trekkraft mot stigerøret som er mellom 1 og 3 ganger vekten av stigerøret, - plattformen omfatter et neddykket fundament og et skrog som er over vannet og er forbundet med ben, idet flottøren eller hver flottør er anordnet på samme dybden som fundamentet, hvilket fundament omfatter midler for vertikal styring av flottøren eller hver flottør, - fundamentet omfatter for hver flottør en vertikal åpning gjennom hvilken flottøren kan beveges aksialt, - den omfatter midler for å bringe flottøren til anlegg mot plattformen i retning oppover, - flottøren eller hver flottør har en gjennomgående åpning som det tilhørende stigerøret forløper gjennom. - midlene som danner forbindelse mellom flottøren eller hver flottør og det tilhørende stigerøret omfatter et kuleledd, - kuleleddet omfatter et konkavt ringformet sete som er festet til flottøren i den aksiale åpningen og en flens med en konveks flate som holdes av stigerøret, og flensen trykkes mot det konkave setet for å utøve strekk i stigerøret, - den gjennomgående åpningen har større diameter enn tre ganger diameteren til stigerøret, og - den øvre trekkemekanismen omfatter i det minste en hydropneumatisk sylinder som, på hver ende, har en rekke taljetrinser for i det minste en trekkeline som er fastgjort til stigerøret.
Oppfinnelsen angår også fremgangsmåter for montering av et stigerør i en installasjon av den ovenfor angitte typen, og som kjennetegnes ved at den omfatter de suksessive trinn som består i: a-å bringe flottøren vertikalt til anlegg mot plattformen,
b - neddykning av stigerøret med den nedre enden holdt i en
viss avstand fra sjøbunnen,
c - belastning av plattformen med ballast,
d - senkning av stigerøret og tilkobling av dette til
sjøbunnen,
e - løsgjøring av flottøren fra anlegg mot plattformen, og f - fjernelse av bailasten fra plattformen.
I henhold til en særskilt utførelse omfatter fremgangsmåten trinnene som består i:
a-å bringe flottøren til anlegg mot plattformen,
b - neddykning av stigerøret med den nedre enden holdt i en
viss avstand fra sjøbunnen,
c - senkning av flottøren ved å anbringe ballast på
flottøren,
d - senkning av stigerøret og tilkobling av dette til
sjøbunnen,
e - løsgjøring av flottøren fra anlegg mot plattformen, og f - fjernelse av ballasten på flottøren.
Oppfinnelsen vil fremgå klarere av den følgende beskrivelse, som bare gjelder eksempler, med henvisning til tegningene. Figur 1 er et oppriss av en oljeproduksjonsplattform i henhold til oppfinnelsen. Figur 2 og 3 er henholdsvis lengdesnitt og tverrsnitt gjennom en flottør for trekking av stigerøret i figur 1. Figur 4 viser i perspektiv en trekkeanordning ved den øvre enden av stigerøret. Figur 5A, 5Bf 5C, 5D og 5E viser skjematisk oljeproduksjons-installasjonen i figur 1 i suksessive trinn ved monteringen av et stigerør. Figur 6A, 6Bf 6C og 6D er lignende illustrasjoner som figur 5A til 5E, og illustrerer en andre fremgangsmåte for å sette et stigerør på plass. Figur 1 viser skjematisk en oppjekkbar oljeplattform 10 av den halvt nedsenkbare typen. Den befinner seg i et meget dypt område, f.eks. 1300 meter dypt.
Plattformen omfatter hovedsakelig et øvre skrog 12 som rager over vannoverflaten M når plattformen er i en produksjons-fase. Skroget 12 er ved hjelp av fire ben 14 utstyrt med oppdriftskasser 15 forbundet med et neddykket, nedre fundament 16. Det øvre skroget omfatter boliger, som ikke er vist, og et boretårn 18. Skroget 12 og fundamentet 16 er begge kvadratiske, og har ved midten gjennomgående åpninger 20, 22 beregnet for gjennomføring av et stigerør 24. Stigerøret 24 er med den nedre enden forbundet med en produksjonsbrønn.
Bare ett stigerør 24 er. vist i figur 1. I praksis er flere stigerør anordnet mellom plattformen 10 og sjøbunnen. Vertikale åpninger som tilsvarer åpningene 20 og 22 er anordnet for hvert stigerør.
Den samlede vekten til hvert stigerør 24 er f.eks. 100 tonn. Diameteren er omtrent 25 cm.
Stag 26, som holdes under strekk, er montert mellom det neddykkede fundamentet 16 og sjøbunnen, for å holde plattformen på plass over forekomsten.
Hvert stigerør 24 er tilknyttet midler for stramning. I henhold til oppfinnelsen omfatter disse midler for stramning for hvert stigerør i det minste en neddykket flottør 28 som er forbundet med et punkt på hovedpartiet av stigerøret for å trekke dette mot overflaten, og en trekkemekanisme 30 for stigerøret, hvilken mekanisme er montert på plattformen 10 og er forbundet med den øvre enden av stigerøret 24.
Den neddykkede flottøren 28 er på same dybde som fundamentet 16. Den er således montert slik at den kan forskyves vertikalt i åpningen 22.
Figur 2 og 3 viser i snitt og i større målestokk flottøren 28 som rager gjennom åpningen 22.
Som vist i disse figurer har flottøren 28 form som en hylse. Høyden til flottøren er f.eks. 13 meter, og ytterdiameteren er f.eks. 4,5 meter. Det er en åpning 32 langs aksen til flottøren. Stigerøret 24 er ført gjennom denne åpningen.
Diameteren til åpningen 32 er f.eks. 1,7 meter. Den er fortrinnsvis større enn tre ganger diameteren til stigerøret 24.
Flottøren 28 består av en toroidformet beholder 34 som av-grenses av metallvegger. Det indre av beholderen er fylt med lavdensitets syntetisk skum 36. Beholderen 34 er inndelt i tre separate rom av radiale skillevegger 38 som rager i hele høyden til flottøren. Disse skillevegger starter langs veggen som avgrenser åpningen 32, og rager radialt ut fra beholderen 34.
Mellom flottøren 28 og fundamentet 16 til plattformen er det midler for å styre flottøren i vertikal retning. Disse styre-midler 40 omfatter f.eks. glideblokker 42 som holdes av endene til de radiale skillevegger 38 som rager ut fra beholderen. Disse glideblokker kan fritt forskyves i glidestyrin-ger 44 anordnet langs lengden av åpningen 22. Glidestyringene 44 er f.eks. dannet av U-formede kanalseksjoner som forløper i hele tykkelsen av fundamentet 16, nemlig omtrent 10 meter.
Blokkene 42 er kontinuerlige og rager i en lengde som er lik lengden til glidestyringene 44. Som et alternativ består disse blokker av separate elementer som er fordelt langs høyden til de radiale skillevegger 38.
I henhold til en annen alternativ utførelse som ikke er vist er stillingene til glidestyringene og blokkene byttet om. Blokkene, som derfor holdes av fundamentet, er festet til en styreforing som er festet i den gjennomgående åpningen 22. Når blokkene er slitt fjernes styreforingen og erstattes med en foring som holder nye blokker.
Dessuten inneholder åpningen 32 midler 46 for aksial sammenkobling av flottøren 28 og stigerøret 24. Disse midler for sammenkobling er dannet av et kuleleddarrangement som mulig-gjør at stigerøret 24 fritt kan utføre vinkelbevegelse i forhold til flottøren 28.
Dette kuleleddarrangementet omfatter fortrinnsvis et konkavt, ringformet sete 48 som er festet til flottøren 28 og en flens 50 med en konveks flate som holdes av stigerøret 24.
Det ringformede setet 48 er fortrinnsvis anordnet i den nedre halvdelen av åpningen 32. Det avgrenser en stumpkonisk konkav flate 52 som vender oppover. Denne flaten er ment å danne en tallerkenformet flate som flensen 50 danner anlegg mot. Gjennom setet 48 er en åpning 54 beregnet for gjennomføring av stigerøret 24. Åpningen 54 er f.eks. 1 meter i diameter.
Mot anleggsflaten 52 har flensen 50 en konveks flate 56, dannet f.eks. på en sfærisk ring.
Den største diameteren til flensen 50 er mindre enn diameteren til åpningen 32. 1 det området der det er forbundet med flensen 50 er stigerøret 24 tykkere, for å forsterkes.
Fra flensen 50 avtar tykkelsen til stigerøret gradvis i to partier 57, 58 som rager henholdsvis oppover og nedover.
Hvert av disse partier er f.eks. tre meter langt. De danner partier med varierende flatetreghetsmoment, for å muliggjøre at spenninger fordeles ensartet i hele lengden.
Dessuten, anordnet på oversiden av fundamentet 16 ved omkret-sen av åpningen 22, er det tre sperrer 60 som danner tilbake-førbare stoppere beregnet til selektivt å holde flottøren 28 og hindre at denne stiger.
Hver av sperrene 60 omfatter f.eks. en hydraulisk aktuator som kan styres fra skroget 12 eller fra et fjernstyrt under-vannsfartøy. De muliggjør at en sperrebolt 64 kan føres ut ved den øvre enden av glideføringene 44.
Sperreboltene 64 kan beveges mellom en tilbakeført stilling der de muliggjør at blokkene 42 kan forskyves fritt i før-ingene 44, og en aktiv anleggsstilling slik som vist i figur 2 og 3, der de hindrer bevegelse oppover av blokkene 42.
Flottøren er dimensjonert til å utøve en trekkraft mot stigerøret som er mellom 1 og 3 ganger vekten av stigerøret. For et stigerør 24 som veier 100 tonn er kraften som utøves av flottøren f.eks. mellom 1000 kN og 2000 kN. Fortrinnsvis er denne trekkraften omtrent lik 1500 kN. I såfall er kraften som utøves av trekkemekanismen 30 ved den øvre enden omtrent lik 500 kN.
Generelt er flottøren 28 dimensjonert for å utøve en trekkraft mot stigerøret som overstiger trekkraften som utøves av den øvre trekkemekanismen 30.
Fortrinnsvis er trekkraften for flottøren mellom 1 og 10 ganger trekkraften som utøves av den øvre trekkemekanismen.
I praksis utøver flottøren en trekkraft mot stigerøret som er omtrent 3 ganger trekkraften som utøves av den øvre trekkemekanismen 30.
Flottøren er dimensjonert slik at kapasiteten til den øvre trekkemekanismen maksimalt er 500 kN.
Den øvre trekkemekanismen 30 vist i figur 4 omfatter to hydropneumatiske sylindre 70 som er montert parallelt.
Montert på hver ende av sylindrene er fire taljetrinser 72 og 74. En kabel 76 for stramning av stigerøret 24 er ført rundt trinsene. Kabelen 76 er ført over en returtrinse 78 og rettet mot den øvre enden av stigerøret som den er festet til.
Sylindrene 70 tilføres hydraulisk fluid av en hydraulisk trykkregulatorenhet 80. Variasjon av det hydrauliske trykket i sylindrene 70 muliggjør styrt bevegelse av disse.
Ved at kabelen 76 er ført mellom taljetrinsene 72 og 74 skjer en minskning av bevegelsen til sylindrene, slik at for å be-virke en aksial bevegelse på 15,2 meter ved den øvre enden av stigerøret 24 er sylinderbevegelsen bare 3,8 meter.
De øvre trekkemekanismer 30 befinner seg innenfor tykkelsen av skroget 12, slik som vist i figur 1. De danner derfor ingen forstyrrelser på det øvre dekket til skroget 122.
Som et alternativ er de øvre trekkemekanismer 30 forsatt inn i sideveggene til skroget, og kablene 76 forløper fra kanten og til toppen av stigerøret gjennom skroget 12.
Det vil forstås at med en slik installasjon drives stigerøret 24 oppover både av flottøren 28 og den øvre trekkemekanismen 30.
På grunn av trekkraften som utøves av flottøren 28 kan trekkekapasiteten til midlene 30 minskes. Det er således ikke nødvendig å benytte store sylindre med lang bevegelse som tilsvarer den maksimale bevegelsen mellom den øvre enden av stigerøret og plattformen.
Dessuten, ettersom diameteren til åpningen 32 som stigerøret 24 er ført gjennom er mye større enn diameteren til dette stigerøret, og fordi flottøren og stigerøret er forbundet ved hjelp av et kuleledd, kan stigerøret fritt utføre vinkelbevegelse i forhold til flottøren, for derved å minske spennin-gene som stigerøret 24 utsettes for.
Figur 5A til 5E viser en første fremgangsmåte for montering av et stigerør 24.
Som vist i figur 5A senkes først stigerøret 24 med den nedre enden holdt i en viss avstand fra bunnen F. Flottøren 28 holdes i anlegg mot sperreboltene 64, slik at flottøren hindres i å stige. I denne stillingen er flensen 50 omtrent på samme dybden som setet 48. Bunnen av flottøren 28 flukter omtrent med bunnen av fundamentet 16.
Under det neste trinnet i fremgangsmåten tilføres plattformen 10 ballast, f.eks. ved delvis fylling av fundamentet 16. Plattformen 10 synker således med en dybde I, slik som vist i figur 5B. Dybden I er f.eks. 1,5 meter. På grunn av boretårnet 18 trekkes stigerøret 24 oppover når plattformen senkes, slik at den nedre enden av stigerøret holdes i en avstand J fra sjøbunnen F, f.eks. 1 meter fra bunnen. I denne stillingen befinner flensen 50 seg over setet 48 og er i en avstand fra dette setet med en lengde K som er omtrent 1,5 meter.
Etter dette trinnet, og som vist i figur 5C, senkes stigerøret 24 ned til bunnen og forbindes med en tidligere boret og foret produksjonsbrønn. Under denne senkningen holdes nedsenkningsdybden til plattformen konstant.
I denne stillingen er flensen 50 i en avstand K' som omtrent er lik 0,5 meter fra setet 48. Det partiet av stigerøret som ligger mellom den nedre enden og flottøren er slakt.
Den neste fasen i fremgangsmåten består i at først forbindes den øvre trekkemekanismen 30 med stigerøret 24, og ballast fjernes gradvis fra plattformen inntil flensen 50 kommer til anlegg mot setet 48, slik som vist i figur 5D. Plattformen 10 heves deretter på nytt med lengden K'. Når ballast fjernes avlastes boretårnet 18 gradvis for å muliggjøre innbyrdes bevegelse mellom stigerøret og plattformen.
Etter etterfølgende fjernelse av ballast fra plattformen fri-gjøres flottøren fra stopperne 60 fordi den holdes av stigerøret 24. Som vist i figur 5E fortsetter således plattformen å stige til produksjonsstillingen, mens flottøren 28 holder seg på konstant dybde. Denne andre stigefasen tilsvarer en lengde I-K' på omtrent 1 meter.
I denne stillingen utøver flottøren 28 en kraft som fører det nedre partiet av stigerøret mot overflaten.
Etter at flottøren 28 er frigjort fra stopperne 60 føres disse stoppere tilbake for å muliggjøre maksimal vertikal bevegelse av flottøren i forhold til fundamentet 16. Likeledes aktiveres de øvre trekkemidler 30 for å trekke mot det øvre partiet av stigerøret 24 som ligger mellom boretårnet 18 og flottøren 28.
Det vil forstås at på grunn av høyden til flottøren er flot-tøren i stand til å utføre store bevegelser i forhold til fundamentet 16 til plattformen, mens den samtidig føres korrekt av sideføringsmidlene 40.
En annen fremgangsmåte for anbringelse av et stigerør i en installasjon i henhold til oppfinnelsen er vist i figur 6A til 6D.
For å utføre denne fremgangsmåten er skroget 12 til plattformen utstyrt med vinsjer 90 som muliggjør at et ringformet ballastlodd 92 kan opphenges over flottøren 28. Det ringformede ballastloddet 92 er dannet av to halvringer som er montert rundt stigerøret 24. Vinsjen er lang nok til å mulig-gjøre at ballastloddet 92 kan anbringes på den øvre ringformede overflaten av flottøren 28. Dessuten er vekten av ballastloddet 92 beregnet til å senke flottøren 28 mot bunnen.
Som i den tidligere utførelsen neddykkes stigerøret 24 med den nedre enden holdt i en viss avstand fra bunnen F. Under denne monteringen av stigerøret er flottøren 28 i anlegg mot sperreboltene 64.
Ballastloddet 92 føres deretter av vinsjen ned til flottøren. Flottøren senkes således slik som vist i figur 6B.
Når flottøren 28 har sunket tilstrekkelig senkes stigerøret, og dets nedre ende forbindes med en oljeproduksjonsbrønn, slik som vist i figur 6C. Fordi flottøren 28 har sunket er flensen 50 på stigerøret i avstand fra setet 48. Derved er stigerøret 24 slakt, hvilket muliggjør at det kan kobles til produks j onsbrønnen.
Etter at den nedre enden av stigerøret er tilkoblet heves ballastloddet 92, slik som vist i figur 6D. Etter som stop-peren som dannes av sperren 60 er frakoblet, søker flottøren 28 å stige mot overflaten, hvilket betyr at den utøver en trekkraft oppover mot stigerøret 24 som overføres til flensen 50.
Ved denne fremgangsmåten for montering av et stigerør, som benytter et ballastlodd, er det ikke nødvendig å tilføre ballast til plattformen eller flottøren, og det unngås således overføring av sjøvann.
Claims (12)
1. Installasjon for produksjon av olje fra en offshore-forekornst av den art som omfatter en delvis nedsenkbar plattform (10), i det minste ett stigerør (24) som forbinder plattformen (10) med sjøbunnen (F) og midler (28, 30) for stramning av stigerøret (24), karakterisert ved at midlene for stramning omfatter, for stigerøret (24) eller hvert stigerør, i det minste en neddykket flottør (28) som er forbundet med et punkt på hoveddelen av stigerøret (24) for å trekke dette mot overflaten, og en mekanisme (30) for å trekke stigerøret (24), hvilken mekanisme (30) er montert på plattformen (10) og er fastgjort til den øvre enden av stigerøret (24), og at den omfatter løsbare midler (60) for å bringe flottøren (28) til anlegg mot plattformen (10 ) i retning oppover.
2. Installasjon som angitt i krav 1, karakterisert ved at flottøren (28) eller hver flottør er dimensjonert for å utøve en trekkraft mot stigerøret (24) som overstiger trekkraften som utøves av den øvre trekkemekanismen (30).
3. Installasjon som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at flottøren (28) er dimensjonert for å utøve en trekkraft mot stigerøret (24) som er mellom 1 og 3 ganger vekten av stigerøret (24).
4. Installasjon som angitt i hvilket som helst av de fore-gående krav, karakterisert ved at plattformen (10) omfatter et neddykket fundament (16) og et skrog (12) som er over vannet og er forbundet med ben (14), idet flottøren eller hver flottør (28) er anordnet på samme dybde som fundamentet (16), hvilket fundament omfatter midler (40) for vertikal styring av flottøren eller hver flottør (28).
5. Installasjon som angitt i krav 4, karakterisert ved at fundamentet (16) omfatter for hver flottør (28) en vertikal åpning (22) gjennom hvilken flottøren (28) kan beveges aksialt.
6. Installasjon som angitt i hvilket som helst av de fore-gående krav, karakterisert ved at flot-tøren eller hver flottør (28) har en gjennomgående åpning (32) som det tilhørende stigerøret (24) er ført igjennom.
7. Installasjon som angitt i hvilket som helst av de fore-gående krav, karakterisert ved at midlene som danner forbindelsen mellom flottøren eller hver flottør (28) og det tilhørende stigerøret (24) omfatter et kuleledd (46).
8. Installasjon som angitt i krav 6 og 7, karakterisert ved at kuleleddet omfatter et konkavt, ringformet sete (48) festet til flottøren (28) i den aksiale åpningen (32) og en flens (50) med en konveks flate (56) som holdes av stigerøret (24), idet flensen (50) trykkes mot det konkave setet (48) for å utøve strekk i stigerøret (24).
9. Installasjon som angitt i krav 6, karakterisert ved at den gjennomgående åpningen (32) har større diameter enn tre ganger diameteren til stigerøret (24).
10. Installasjon som angitt i hvilket som helst av de fore-gående krav, karakterisert ved at den øvre trekkemekanismen (30) omfatter i det minste en hydropneumatisk sylinder (70), som på hver ende har en rekke taljetrinser (72, 74) som i det minste én trekkeline (76) som er fastgjort til stigerøret (24), danner anlegg mot.
11. Fremgangsmåte for montering av et stigerør (24) i en installasjon i følge krav 1, karakterisert ved at den omfatter de suksessive trinn som består i: a - å bringe flottøren (28) vertikalt til anlegg mot plattformen (10), b - neddykning av stigerøret (24) med den nedre enden holdt i en viss avstand fra sjøbunnen (F), c - belastning av plattformen (10) med ballast, d - senkning av stigerøret (24) og tilkopling av dette til sjøbunnen (F), e - løsgjøring av flottøren (28) fra anlegg mot plattformen (10), og f - fjernelse av ballasten fra plattformen (10).
12. Fremgangsmåte for montering av et stigerør (24) i en installasjon i følge krav 1, karakterisert ved at den omfatter trinnene som består i: a - å bringe flottøren (28) til anlegg mot plattformen (10), b - neddykning av stigerøret (24) med den nedre enden holdt i en viss avstand fra sjøbunnen (F), c - senkning av flottøren (28) ved å anbringe ballast (92) på flottøren, d - senkning av stigerøret (24) og tilkopling av dette til sjøbunnen (F), e - løsgjøring av flottøren (28) fra anlegg mot plattformen (10), og f - fjernelse av ballasten (92) fra flottøren (28).
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9810301A FR2782341B1 (fr) | 1998-08-11 | 1998-08-11 | Installation d'exploitation d'un gisement en mer et procede d'implantation d'une colonne montante |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO993852D0 NO993852D0 (no) | 1999-08-10 |
NO993852L NO993852L (no) | 2000-02-14 |
NO315529B1 true NO315529B1 (no) | 2003-09-15 |
Family
ID=9529598
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19993852A NO315529B1 (no) | 1998-08-11 | 1999-08-10 | Installasjon for produksjon av olje fra en offshoreforekomst, fremgangsmåtefor montering av et stigerör |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6347912B1 (no) |
EP (1) | EP0979923B1 (no) |
AU (1) | AU754800C (no) |
BR (1) | BR9904472A (no) |
CA (1) | CA2280399C (no) |
EA (1) | EA001520B1 (no) |
FR (1) | FR2782341B1 (no) |
ID (1) | ID25956A (no) |
NO (1) | NO315529B1 (no) |
Families Citing this family (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NL1016610C2 (nl) * | 2000-11-15 | 2002-05-16 | Lankhorst Recycling Bv | Beschermelement voor een stijgbuissegment. |
EP1379753B1 (en) | 2001-04-11 | 2009-05-20 | Technip France | Compliant buoyancy can guide |
US6679331B2 (en) * | 2001-04-11 | 2004-01-20 | Cso Aker Maritime, Inc. | Compliant buoyancy can guide |
US6896062B2 (en) | 2002-01-31 | 2005-05-24 | Technip Offshore, Inc. | Riser buoyancy system |
US20030141069A1 (en) * | 2002-01-31 | 2003-07-31 | Davies Richard Lloyd | Riser buoyancy system |
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 |
MXPA05004043A (es) * | 2002-10-16 | 2005-08-18 | Single Buoy Moorings | Buque para instalar tubos ascendentes y metodo de uso del mismo. |
WO2004077951A2 (en) * | 2003-02-28 | 2004-09-16 | Modec International, L.L.C. | Riser pipe support system and method |
US6886637B2 (en) * | 2003-06-19 | 2005-05-03 | Mentor Subsea Technology Services, Inc. | Cylinder-stem assembly to floating platform, gap controlling interface guide |
US7328747B2 (en) * | 2004-05-03 | 2008-02-12 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Integrated buoyancy joint |
US8708053B2 (en) * | 2005-03-14 | 2014-04-29 | Single Buoy Moorings, Inc. | Riser installation from offshore floating production unit |
US9151267B2 (en) * | 2006-05-18 | 2015-10-06 | Liquid Robotics, Inc. | Wave-powered devices configured for nesting |
US8333243B2 (en) * | 2007-11-15 | 2012-12-18 | Vetco Gray Inc. | Tensioner anti-rotation device |
US7854570B2 (en) * | 2008-05-08 | 2010-12-21 | Seahorse Equipment Corporation | Pontoonless tension leg platform |
DK2186993T3 (da) * | 2008-11-17 | 2019-08-19 | Saipem Spa | Fartøj til drift på undervandsbrønde og arbejdsmetode for nævnte fartøj |
KR101806430B1 (ko) | 2010-01-21 | 2017-12-07 | 더 아벨 파운데이션, 인크. | 해양 온도차 발전소 |
US8899043B2 (en) * | 2010-01-21 | 2014-12-02 | The Abell Foundation, Inc. | Ocean thermal energy conversion plant |
US9086057B2 (en) * | 2010-01-21 | 2015-07-21 | The Abell Foundation, Inc. | Ocean thermal energy conversion cold water pipe |
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 |
BR112012023556B1 (pt) * | 2010-03-19 | 2019-12-10 | Nat Oilwell Varco Lp | plataforma autoelevatória para operações fora da costa, e, métodos para operar e para implementar uma plataforma autoelevatória fora da costa |
US8757081B2 (en) | 2010-11-09 | 2014-06-24 | Technip France | Semi-submersible floating structure for vortex-induced motion performance |
US20120263543A1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-10-18 | Li Lee | Fully Constraint Platform in Deepwater |
WO2013003640A1 (en) | 2011-06-28 | 2013-01-03 | Liquid Robotics Inc. | Watercraft that harvest both locomotive thrust and electrical power from wave motion |
US8757082B2 (en) | 2011-07-01 | 2014-06-24 | Seahorse Equipment Corp | Offshore platform with outset columns |
US8707882B2 (en) | 2011-07-01 | 2014-04-29 | Seahorse Equipment Corp | Offshore platform with outset columns |
US9151279B2 (en) | 2011-08-15 | 2015-10-06 | The Abell Foundation, Inc. | Ocean thermal energy conversion power plant cold water pipe connection |
EP2920538B1 (en) | 2012-10-16 | 2019-06-26 | The Abell Foundation Inc. | Heat exchanger including manifold |
US10415204B1 (en) * | 2018-04-30 | 2019-09-17 | Northern Offshore Ltd. | Multi-environment self-elevating drilling platform |
CN112746618A (zh) * | 2020-12-29 | 2021-05-04 | 上海建工七建集团有限公司 | 一种适用于天然地基斜向跟踪注浆的施工方法 |
Family Cites Families (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3496898A (en) * | 1968-05-15 | 1970-02-24 | North American Rockwell | Marine riser structure |
US3714995A (en) * | 1970-09-04 | 1973-02-06 | Vetco Offshore Ind Inc | Motion compensating apparatus |
GB1519203A (en) * | 1974-10-02 | 1978-07-26 | Chevron Res | Marine risers in offshore drilling |
FR2300954A1 (fr) * | 1975-02-14 | 1976-09-10 | Sea Tank Co | Procede et dispositif de raccordement de pipe-lines sous-marins a une plate-forme-poids |
US4098333A (en) * | 1977-02-24 | 1978-07-04 | Compagnie Francaise Des Petroles | Marine production riser system |
US4351261A (en) * | 1978-05-01 | 1982-09-28 | Sedco, Inc. | Riser recoil preventer system |
US4436451A (en) * | 1980-02-20 | 1984-03-13 | Anderson Harold E | Self-standing marine riser |
US4423984A (en) * | 1980-12-29 | 1984-01-03 | Mobil Oil Corporation | Marine compliant riser system |
US4473323A (en) * | 1983-04-14 | 1984-09-25 | Exxon Production Research Co. | Buoyant arm for maintaining tension on a drilling riser |
CA1227380A (en) * | 1984-02-13 | 1987-09-29 | Frank Faller | Motion compensation means for a floating production system |
GB8408085D0 (en) * | 1984-03-29 | 1984-05-10 | Univ London | Marine risers |
SU1215895A1 (ru) * | 1984-04-12 | 1986-03-07 | Menchits Oleg M | Морска бурова установка |
US4616707A (en) * | 1985-04-08 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Riser braking clamp apparatus |
US4617998A (en) * | 1985-04-08 | 1986-10-21 | Shell Oil Company | Drilling riser braking apparatus and method |
US4657439A (en) * | 1985-12-18 | 1987-04-14 | Shell Offshore Inc. | Buoyant member riser tensioner method and apparatus |
NO160914C (no) * | 1986-03-24 | 1989-06-14 | Svensen Niels Alf | Boeyelastningssystem for offshore petroleumsproduksjon. |
JP2506625B2 (ja) * | 1991-07-12 | 1996-06-12 | 新日本製鐵株式会社 | 石炭液化残渣の粘度推定方法 |
US5447392A (en) * | 1993-05-03 | 1995-09-05 | Shell Oil Company | Backspan stress joint |
US5381760A (en) | 1993-07-09 | 1995-01-17 | Thermal Dynamics, Inc. | Air injection system for internal combustion engines during combustion cycle of operation |
US5381750A (en) * | 1993-12-02 | 1995-01-17 | Imodco, Inc. | Vessel turret mooring system |
US5524710A (en) * | 1994-12-21 | 1996-06-11 | Cooper Cameron Corporation | Hanger assembly |
FR2729432A1 (fr) * | 1995-01-17 | 1996-07-19 | Elf Aquitaine | Ensemble tensionneur de tube prolongateur |
US6085851A (en) * | 1996-05-03 | 2000-07-11 | Transocean Offshore Inc. | Multi-activity offshore exploration and/or development drill method and apparatus |
FR2754011B1 (fr) * | 1996-09-30 | 1999-03-05 | Inst Francais Du Petrole | Riser de production equipe d'un raidisseur approprie et d'un flotteur individuel |
US6161620A (en) * | 1996-12-31 | 2000-12-19 | Shell Oil Company | Deepwater riser system |
US6092483A (en) * | 1996-12-31 | 2000-07-25 | Shell Oil Company | Spar with improved VIV performance |
US5875848A (en) * | 1997-04-10 | 1999-03-02 | Reading & Bates Development Co. | Weight management system and method for marine drilling riser |
US5887659A (en) * | 1997-05-14 | 1999-03-30 | Dril-Quip, Inc. | Riser for use in drilling or completing a subsea well |
FR2772336B1 (fr) * | 1997-12-12 | 2000-01-14 | Doris Engineering | Plate-forme semi-submersible d'exploitation d'un champ petrolier en mer et procede d'installation d'une telle plate-forme |
US6176646B1 (en) * | 1998-10-23 | 2001-01-23 | Deep Oil Technology, Incorporated | Riser guide and support mechanism |
-
1998
- 1998-08-11 FR FR9810301A patent/FR2782341B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1999
- 1999-08-09 ID IDP990775D patent/ID25956A/id unknown
- 1999-08-09 EP EP99402019A patent/EP0979923B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-08-10 CA CA002280399A patent/CA2280399C/fr not_active Expired - Fee Related
- 1999-08-10 BR BR9904472-2A patent/BR9904472A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-08-10 EA EA199900640A patent/EA001520B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-08-10 AU AU43477/99A patent/AU754800C/en not_active Ceased
- 1999-08-10 US US09/370,895 patent/US6347912B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-08-10 NO NO19993852A patent/NO315529B1/no not_active IP Right Cessation
-
2001
- 2001-12-07 US US10/005,330 patent/US6406223B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR9904472A (pt) | 2000-08-29 |
NO993852L (no) | 2000-02-14 |
CA2280399A1 (fr) | 2000-02-11 |
AU754800C (en) | 2003-06-12 |
US20020048492A1 (en) | 2002-04-25 |
EP0979923A1 (fr) | 2000-02-16 |
AU754800B2 (en) | 2002-11-28 |
FR2782341B1 (fr) | 2000-11-03 |
AU4347799A (en) | 2000-03-02 |
EA001520B1 (ru) | 2001-04-23 |
CA2280399C (fr) | 2007-10-02 |
EP0979923B1 (fr) | 2005-01-12 |
FR2782341A1 (fr) | 2000-02-18 |
ID25956A (id) | 2000-11-16 |
US6347912B1 (en) | 2002-02-19 |
EA199900640A2 (ru) | 2000-02-28 |
NO993852D0 (no) | 1999-08-10 |
US6406223B1 (en) | 2002-06-18 |
EA199900640A3 (ru) | 2000-04-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO315529B1 (no) | Installasjon for produksjon av olje fra en offshoreforekomst, fremgangsmåtefor montering av et stigerör | |
US4702321A (en) | Drilling, production and oil storage caisson for deep water | |
US4099560A (en) | Open bottom float tension riser | |
US8776706B2 (en) | Buoyancy device and a method for stabilizing and controlling the lowering or raising of a structure between the surface and the bed of the sea | |
US4473323A (en) | Buoyant arm for maintaining tension on a drilling riser | |
NO149931B (no) | Fullstendig neddykkbar undervannskonstruksjon, beregnet paa aa baere utstyr for undervannsboring og -produksjon | |
US3955521A (en) | Tension leg platform with quick release mechanism | |
NO174377B (no) | Offshore taarnkonstruksjon med en opprettstaaende oppdriftsmodul forbundet med en bunnforankret sokkelmodul | |
NO150832B (no) | Forankrings- og overfoeringsstasjon | |
JPS5925713B2 (ja) | 張力脱脚プラットホ−ムの据え付け方法及び装置 | |
NO147868B (no) | Forankrings- og overfoeringsstasjon. | |
NO175525B (no) | Anordning for å fortöye en flytende strekkstagplattform | |
US8231308B2 (en) | Hybrid riser tower and method of installation thereof | |
NO174662B (no) | Innretning for fortoeyning av en flytende strekkstagplattform | |
NO171102B (no) | System for fortoeyning av marine konstruksjoner | |
NO175246B (no) | Kjede-forankringsline for en flytende konstruksjon | |
NO812498L (no) | Temporaer fortoeyning for strekkstagplattform. | |
NO148537B (no) | Fremgangsmaate og anordning for aa forbinde en flytende overflatekonstruksjon med en undervannskonstruksjon | |
NO862983L (no) | Oppdriftssystem for neddykkede konstruksjonselementer. | |
JPS5857571B2 (ja) | 構造体を海底に固定する継手 | |
US4239417A (en) | Multi-purpose marine structure | |
NO142702B (no) | Flytende konstruksjon for boring av undervannsbroenner i sjoebunnen. | |
NO169530B (no) | Anordning for enkeltvis transport og installasjon av elementer paa havbunnen | |
NO332925B1 (no) | System for lateral tilbakeholdelse av bronnstigeror og minimalisering av avstanden mellom bronnstigerorene | |
NO148632B (no) | Nedsenkningsanordning for en dykkerklokkekonstruksjon |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |