NO316018B1

NO316018B1 - Anchoring of TLP platform

Info

Publication number: NO316018B1
Application number: NO19983741A
Authority: NO
Inventors: Knut Erik Boerseth
Original assignee: Petroleum Geo Services As
Priority date: 1996-02-16
Filing date: 1998-08-14
Publication date: 2003-12-01
Also published as: NO983741D0; NO983741L

Abstract

Fremgangsmåte som omfatter fiksering av en første ende av et forankringselement til et anker, senkning av ankeret til sjøbunnen, sikring av ankeret på sjøbunnen, fiksering av en annen ende av forankringselementet til en plattform. Forankringselement omfattende en fleksibel line som strekker seg fra TLP-enheten til ankeret, hvor den fleksible line omfatter en øvre ende og en nedre ende, en festeanordning for den øvre ende av den fleksible line til TLP-enheten og en festeanordning for den nedre ende av den fleksible line til ankeret. En plattform som omfatter en plattform til å flyte på vannoverflaten, et anker for befestigelse til sjøbunnen og et fleksibelt forankringselement for å sikre plattformen til ankeret.A method comprising fixing a first end of an anchoring element to an anchor, lowering the anchor to the seabed, securing the anchor to the seabed, fixing a second end of the anchoring element to a platform. Anchoring element comprising a flexible line extending from the TLP unit to the anchor, the flexible line comprising an upper end and a lower end, a fastening device for the upper end of the flexible line to the TLP unit and a fastening device for the lower end of the flexible line to the anchor. A platform comprising a platform for floating on the water surface, an anchor for attachment to the seabed and a flexible anchoring element for securing the platform to the anchor.

Description

Denne oppfinnelse angår generelt strekkstagplattformer (TLP) og -fartøyer for mineralproduksjon på dypt vann, og er spesielt rettet mot fremgangsmåter og mekanismer for å sikre en TLP til sjøbunnen This invention generally relates to tension-stay platforms (TLP) and vessels for deep-water mineral production, and is particularly directed to methods and mechanisms for securing a TLP to the seabed

I den senere tid er utviklet forholdsvis mindre plattformer for dypvannsoperasjoner hvor marginal produksjon ikke berettiger anvendelse av en strekkstagplattform med fulle dimensjoner Disse marginale plattformer benytter strekkstag-forankring i likhet med konvensjonelle strekkstagplattformer, men omfatter mindre flyte- eller flottørstrukturere Strekk-stagforankring omfatter typisk stive forankringselementer i ett stykke til forankring av strukturen til sjøbunnen, i likhet med det som er beskrevet i "Monopod TLP Improves Deep-water Economics", Petroleum Engineer International (januar 1993)", som her inkorporeres ved referanse De stive forankringselementene i ett stykke omfatter en lengde av massivt metall med oppdriftsinnretnmger festet til hver ende Forankringselementene slepes til produksjonsstedet og reises ved å fylle den nedre permanente oppdriftstank. Den øvre permanente oppdriftstank er overdimensjonert slik at forankringselementene kan etterlates stående av seg selv. Videre vil de permanent festede oppdriftstanker gjøre det umulig med utilsiktet eller for tidlig løsning. Strukturen av TLP-enheten blir så ballastert med en stor kran og senket til de tidligere installerte forankringselementene og deretter deballastert for fullt ut å stramme forankringselementene. In recent times, relatively smaller platforms have been developed for deepwater operations where marginal production does not justify the use of a tension rod platform with full dimensions. These marginal platforms use tension rod anchoring in the same way as conventional tension rod platforms, but include smaller floating or float structures. Tension rod anchoring typically includes rigid anchoring elements in one piece for anchoring the structure to the seabed, similar to that described in "Monopod TLP Improves Deep-water Economics", Petroleum Engineer International (January 1993)", which is hereby incorporated by reference The rigid one-piece anchoring elements comprise a length of solid metal with buoyancy devices attached to each end The anchoring elements are towed to the production site and raised by filling the lower permanent buoyancy tank The upper permanent buoyancy tank is oversized so that the anchoring elements can be left standing by themselves Furthermore, the permanently attached buoyancy tanks make accidental or premature release impossible. The structure of the TLP unit is then ballasted with a large crane and lowered to the previously installed anchors and then de-ballasted to fully tighten the anchors.

Systemer med forankringselementer i ett stykke er imidlertid kostbare å installere og fjerne Fordi forankringselementer i ett stykke ikke er fleksible er det vanskelig å håndtere dem og de må forsynes med bøyer og slepes fra et sted til et annet flytende på vannoverflaten. Dette blir vanskelig under tøffe værforhold. Dessuten må alle forankringselementene for en gitt TLP festes til sjøbunnen og TLP-enheten må ballasteres for befestigelse av forankringselementene TLP-enheter er ustødige slik at det er vankelig å etablere forbindelse mellom den frittflytende TLP og mer eller mindre opprettstående forankringselementer Følgelig kreves det store kraner for å stabilisere TLP-enheten for tilkobling eller frakobling fra forankringselementene. Videre vil forankringselementer i ett stykke bare muliggjøre opp-ankring av TLP-enheten på steder hvor vannet har en spesifi-sert dybde, fordi lengdene av forankringselementene ikke kan modifiseres However, one-piece anchor systems are expensive to install and remove. Because one-piece anchors are not flexible, they are difficult to handle and must be buoyed and towed from one location to another floating on the surface of the water. This becomes difficult in harsh weather conditions. In addition, all the anchoring elements for a given TLP must be fixed to the seabed and the TLP unit must be ballasted for the attachment of the anchoring elements TLP units are unstable so that it is difficult to establish a connection between the free-floating TLP and more or less upright anchoring elements Consequently, large cranes are required for to stabilize the TLP unit for connection or disconnection from the anchoring elements. Furthermore, anchoring elements in one piece will only enable anchoring of the TLP unit in places where the water has a specified depth, because the lengths of the anchoring elements cannot be modified

GB 2 097 739 viser for eksempel en type sugeanker for forankring av et fartøy. DE 2 450.173 beskriver en flytbar bore- eller produksjonsplattform som festes til sjøbunnen ved hjelp av et flertall av ankerlmer som er forbundet med sjø-bunnsankerkjettinger. Det er angitt forskjellige strukturer for stramning av ankerlmene US-patent nr 4 155.673 omhandler en flytbar bore- eller produksjonsplattform som er forankret til sjøbunnen ved sideutstrekking av ankerliner Det nye ved denne publikasjonen er bruken av en flyte-anordning som tjener til å holde et stigerør oppstrammet mens det forblir frakoplet fra den flytbare plattformen Ved å holde stigerøret oppstrammet, unngås det knekning av stige-røret US-patent nr 4 936 710 vedrører en flytbar bore-plattform som er forankret til sjøbunnen ved å bruke et flertall av sideforskyvende ankerkabler som er forbundet med ankerkjettinger Det nye ved plattformankeringssystemet ifølge dette patentet er at det angir et dempningssystem som selektivt bruker friksjonskraft mot en bevegelig del i et stramningssystem GB 2 097 739 shows, for example, a type of suction anchor for anchoring a vessel. DE 2 450 173 describes a floating drilling or production platform which is attached to the seabed by means of a plurality of anchor arms which are connected by seabed anchor chains. Various structures are indicated for tightening the anchor arms US Patent No. 4,155,673 relates to a floating drilling or production platform which is anchored to the seabed by lateral extension of anchor lines What is new in this publication is the use of a floating device which serves to hold a riser taut while remaining disconnected from the floating platform By keeping the riser taut, buckling of the riser is avoided US Patent No. 4,936,710 relates to a floating drilling platform anchored to the seabed using a plurality of side-shifting anchor cables which are associated with anchor chains The novelty of the platform anchoring system according to this patent is that it indicates a damping system that selectively applies frictional force against a moving part in a tightening system

Således er det et behov for forankringselementer med variabel lengde, som kan installeres og fjernes fra produksjonssteder på mer økonomisk måte Thus, there is a need for anchoring elements of variable length, which can be installed and removed from production sites in a more economical way

Et formål med denne oppfinnelse er å ta fatt i foran-nevnte problemer ved hjelp av et system som anvender fleksible forankringselementer som individuelt er festet til uavhengige ankre. Hvert forankringselement med sitt tilhørende anker blir senket til sjøbunnen hvor ankeret fikseres Forankringselementene kan sikres i varierende posisjoner slik at TLP-enheten kan forankres til sjøbunnen på steder med varierende dybde An object of this invention is to tackle the aforementioned problems by means of a system which uses flexible anchoring elements which are individually attached to independent anchors. Each anchoring element with its associated anchor is lowered to the seabed where the anchor is fixed The anchoring elements can be secured in varying positions so that the TLP unit can be anchored to the seabed in places with varying depths

Ifølge et aspekt ved oppfinnelsen er det tilveiebragt en fremgangsmåte som omfatter fiksering av en første ende av et forankringselement til et anker, senkning av ankeret til sjø-bunnen, sikring av ankeret på sjøbunnen, og fiksering av en annen ende av forankringselementet på plattformen According to one aspect of the invention, a method is provided which comprises fixing a first end of an anchoring element to an anchor, lowering the anchor to the seabed, securing the anchor on the seabed, and fixing another end of the anchoring element on the platform

Ifølge et annet aspekt av oppfinnelsen blir det tilveiebragt et forankringselement som omfatter en fleksibel line som strekker seg fra TLP-enheten til ankeret, hvor den fleksible line omfatter en øvre ende og en nedre ende, en festeinnretning for den øvre enden av den fleksible linen til TLP-enheten og en festeinnretning for den nedre ende av den fleksible linen til ankeret According to another aspect of the invention, an anchoring element is provided comprising a flexible line extending from the TLP unit to the anchor, where the flexible line comprises an upper end and a lower end, an attachment device for the upper end of the flexible line to The TLP unit and an attachment device for the lower end of the flexible line to the anchor

Ifølge ytterligere et aspekt ved oppfinnelsen blir det tilveiebragt en plattform til å flyte på vannoverflaten, et anker for befestigelse til sjøbunnen og et fleksibelt forankringselement for sikring av plattformen til ankeret. According to a further aspect of the invention, a platform is provided to float on the water surface, an anchor for attachment to the seabed and a flexible anchoring element for securing the platform to the anchor.

De ovennevnte formål og fordeler oppnås ved oppfinnelsen i henhold til de nedenfor fremsatte patentkrav The above-mentioned purposes and advantages are achieved by the invention according to the patent claims set out below

Denne oppfinnelse blir bedre forstått ved lesning av den følgende beskrivelse av spesielle utførelser under henvisning til tegningene, hvor like deler i hver av tegningsflgurene er angitt med samme henvisningstall, kort oppsummert som følger This invention will be better understood by reading the following description of particular embodiments with reference to the drawings, where like parts in each of the drawings are indicated by the same reference numerals, briefly summarized as follows

Fig.l er et oppriss av en utførelsesform av Fig.1 is an elevation of an embodiment of

strekkstagplattformen ifølge oppfinnelsen the tension rod platform according to the invention

Fig la er et oppriss av en TLP av typen monopod ifølge Fig la is an elevation of a TLP of the monopod type according to

tidligere kjent teknikk prior art

Fig lb viser i planriss en utførelse av en anordning for Fig lb shows in plan view an embodiment of a device for

frembringelse av et stabiliserende moment generation of a stabilizing torque

Fig lc er et grunnriss av en utførelse av en anordning for Fig 1c is a plan view of an embodiment of a device for

frembringelse av et stabiliserende moment generation of a stabilizing torque

Fig 2 er et flytdiagram som beskriver trinnene for sammenstilling av strekkstagplattformen Fig 3a er et oppriss av hovedoppdriftsstrukturen og Fig 2 is a flow chart describing the steps for assembling the tie rod platform Fig 3a is an elevation of the main buoyancy structure and

flottøren slik som bygget på land the float as built on land

Fig. 3b er et oppriss av hovedoppdriftsstrukturen og Fig. 3b is an elevation of the main buoyancy structure and

flottøren sjøsatt i vann the float launched in water

Fig 3c er et oppriss av hovedoppdriftsstrukturen og Fig 3c is an elevation of the main buoyancy structure and

flottøren ballastert i horisontal stilling. the float ballasted in a horizontal position.

Fig 3d er et oppriss av hovedoppdriftsstrukturen og Fig 3d is an elevation of the main buoyancy structure and

flottøren sammenkoblet. the float connected.

Fig 3e er et oppriss av hovedoppdriftsstrukturen og Fig 3e is an elevation of the main buoyancy structure and

flottøren ballastert til vertikal orientering the float ballasted to a vertical orientation

Fig. 3f er et oppriss av strekkstagplattformen og en lekter Fig. 3f is an elevation of the tie rod platform and a barge

for sammenstilling av plattformen for assembly of the platform

Fig. 3g er et grunnriss av strekkstagplattformen og Fig. 3g is a ground plan of the tension rod platform and

lekteren for sammenstilling av plattformen. the barge for assembly of the platform.

Fig 4 er et flytdiagram som beskriver trinnene for befestigelse av strekkstagplattformen til sjø-bunnen Fig 5a er et oppriss som viser befestigelsesanordnmger for feste av et forankringselement for strekkstag-plattf ormen til sjøbunnen ved et innledende operasjonstrinn. Fig. 5b er et oppriss av befestigelsesanordningene for feste av forankringselementet til sjøbunnen under et påfølgende operasjonstrinn Fig. 5c er et oppriss av befestigelsesanordningene for feste av forankringselementet til sjøbunnen etter at forankringselementet er sikret. Fig 6 er et oppriss av befestigelsesanordningene for feste av et annet forankringselement til sjøbunnen. Fig 7 er et oppriss av forankringselementet og et sugeanker Fig 4 is a flow chart describing the steps for attaching the tie rod platform to the seabed. Fig 5a is a plan view showing attachment devices for attaching an anchoring element for the tie rod platform to the seabed at an initial operational step. Fig. 5b is an elevation view of the attachment devices for attaching the anchoring element to the seabed during a subsequent operational step. Fig. 5c is an elevation view of the attachment devices for attaching the anchoring element to the seabed after the anchoring element has been secured. Fig 6 is an elevation of the fastening devices for attachment of another anchoring element to the seabed. Fig 7 is an elevation of the anchoring element and a suction anchor

Fig. 8a er et oppriss av en ROV/POD-enhet og ankeret. Fig. 8a is an elevation of an ROV/POD unit and the anchor.

Fig. 8b er et oppriss av ROV/POD-enheten, ankeret og en festedybel Fig 9a er et oppriss av anordningen for feste av forankringselementet til strekkstagplattformen Fig. 8b is an elevation of the ROV/POD unit, the anchor and a fixing dowel Fig. 9a is an elevation of the device for attaching the anchoring element to the tie rod platform

Fig 9b er et sideriss av en glidedeflektor Fig 9b is a side view of a sliding deflector

Fig 9c er et sideriss av en glidedeflektor Fig 9c is a side view of a sliding deflector

Fig. 10a er et oppriss av strekkstagplattformen i en Fig. 10a is an elevation of the tension rod platform in a

forutsikret konfigurasjon predicted configuration

Fig. 10b er et oppriss av strekkstagplattformen i en Fig. 10b is an elevation of the tension rod platform in a

ettersikret konfigurasjon verified configuration

Fig lia er et oppriss av en utførelse av en befestigelse av Fig. 11a is an elevation of an embodiment of a fastening of

stabiliseringsanordningen til TLP-enheten the stabilization device of the TLP unit

Fig 11b er et oppriss av en utførelse av en befestigelse av stabiliseringsanordningen til TLP-enheten og et grunnriss av stabiliseringsanordningen alene Fig lic er et oppriss av en utførelse av et feste for stabiliseringsanordningen på TLP-enheten. Fig 1 viser en utførelse av en strekkstagplattform i henhold til foreliggende oppfinnelse. Strekkstagplattformen (TLP) omfatter en monopod-konstruksjon Den delen av TLP 9 som stikker over vannflaten 11 omfatter monopod-enheten 10 og plattformen 12. Den delen av TLP 9 som strekker seg under vannflaten 11 omfatter en hovedoppdriftsdel 13, pongtonger 14 og en flottør 15. Hovedoppdriftsdelen 13 har sylindrisk form med sin lengdeakse orientert vertikalt når strekkstagplattformen 9 er arrangert i operativ konfigurasjon Pongtongene 14 er festet til bunnen av hovedoppdriftsdelen 13 og strekker seg horisontalt utad fra den sentrale akse for hoved-oppdrif tsdelen 13 Flottøren 15 er slik utformet at den omgir hovedoppdriftsdelen 13. Videre kan flottøren 15 beveges fra en stilling nær toppen av hovedoppdriftsdelen 13 til en stilling ved bunnen av denne nær pongtongene 14 Flottøren 15 omfatter en anordning til å frembringe et stabiliserende moment, som tjener til å bringe den sentrale vertikale akse for TLP-enheten tilbake til vertikal orientering etter defleksjon som følge av bølger, vind etc som virker på TLP-enheten Fig 11b is a plan view of an embodiment of an attachment of the stabilization device to the TLP unit and a ground plan of the stabilization device alone Fig lic is a plan view of an embodiment of an attachment for the stabilization device on the TLP unit. Fig 1 shows an embodiment of a tension rod platform according to the present invention. The tension rod platform (TLP) comprises a monopod structure The part of the TLP 9 which protrudes above the water surface 11 comprises the monopod unit 10 and the platform 12. The part of the TLP 9 which extends below the water surface 11 comprises a main buoyancy part 13, pontoons 14 and a float 15 The main buoyancy part 13 has a cylindrical shape with its longitudinal axis oriented vertically when the tie rod platform 9 is arranged in operational configuration The pontoons 14 are attached to the bottom of the main buoyancy part 13 and extend horizontally outwards from the central axis of the main buoyancy part 13 The float 15 is designed so that the surrounds the main buoyancy part 13. Furthermore, the float 15 can be moved from a position near the top of the main buoyancy part 13 to a position at the bottom of this near the pontoons 14. The float 15 comprises a device for producing a stabilizing moment, which serves to bring the central vertical axis of the TLP -the unit back to vertical orientation after deflection due to waves, vi nd etc that works on the TLP device

Som vist på fig lb kan anordningen for stabiliseringsmoment også omfatte en struktur med i det minste tre utlig-gere eller forlengelser 51 som strekker seg radielt ut fra den sentrale akse for TLP-enheten Fortrengningselementer 52 for sjøvann er festet ved endene av forlengelsene 51 Som videre vist på fig lc kan vannfortrengnmgselementene 52 være sammensmeltet til en enkelt struktur Denne struktur kan anta hvilken som helst geometrisk form så lenge den fortrenger jevnt fordelte volumer av sjøvann på symmetrisk måte. As shown in fig lb, the device for stabilizing torque can also comprise a structure with at least three outriggers or extensions 51 which extend radially from the central axis of the TLP unit Displacement elements 52 for seawater are attached at the ends of the extensions 51 As further shown in Fig. 1c, the water displacement elements 52 may be fused into a single structure. This structure may assume any geometric shape as long as it displaces evenly distributed volumes of seawater in a symmetrical manner.

Under henvisning til figurene 2 og 3a-3g er det vist et flytdiagram for byggingen av en strekkstagplattform, hen-holdsvis tegningsflgurer som illustrerer hvert trinn i fremgangsmåten Først blir hovedoppdriftsdelen 13 bygget 201, med monopod-enheten 10 påsatt Videre er også deler av pongtongene 14 festet til hovedoppdriftsdelen 13 Flottøren 15 bygges 201 separat Hovedoppdriftsdelen 13 og flottøren 15 blir så sjøsatt 202 i vannet På dette punkt ligger flottøren 15 flatt på vannoverflaten mens hovedoppdriftsdelen 13 er orientert horisontalt De gjenværende seksjoner av pongtongene 14 blir festet 202 til de seksjoner som opprinnelig var festet til hovedoppdriftsdelen 13 Pongtongene monteres to seksjoner om gangen fordi det er vanskelig å transportere hoved-oppdrif tsdelen 13 langs en overflate når pongtongene 14 er for lange Således blir hovedoppdriftsdelen 13 dreiet i vannet for å avdekke hver pongtong i rekkefølge slik at en ytterligere seksjon kan tilføyes på hver av dem Deretter blir flottøren 15 ballastert 203 slik at dens sentrale akse blir orientert i horisontal retning. Med delene av strekk-stagplattf ormen i horisontal orientering kan disse deler lett sammenstilles Flottøren 15 forskyves 204 over monopod-enheten 10 og mn på hovedoppdriftsdelen 13 Den blir så festet til hovedoppdriftsdelen 13 ved den ende som er nærmest monopod-enheten 10 Så blir strekkstagplattformen ballastert 205 slik at den blir orientert med lengdeaksen for hoved-oppdrif tsdelen 13 i vertikal orientering Flottøren 15 har også sin sentrale akse i vertikal retning og hviler akkurat under vannflaten 11. Følgelig vil hovedoppdriftsdelen 13 og pongtongene 14 stikke under vannflaten mens monopod-enheten 10 rager over vannoverflaten 11 Bemerk at i denne orientering kan strekkstagplattformen transporteres 206 til operasjonsstedet, selv om den også kan slepes usammensatt og bli sammenstilt på stedet Etter at operasjonsstedet er nådd blir strekkstagplattformen ballastert 207 slik at hele strekkstagplattformen synker dypere i vannet for derved bare å gjøre et parti av monopod-enheten 10 synlig. En lekter 16 benyttes til å transportere en plattform 12 til operasjonsstedet Lekteren 16 har en åpning 17 som er stor nok til å omgi monopod-enheten 10 Med strekkstagplattformen i senket stilling kan således lekteren 16 anbringe plattformen 12 på monopod-enheten 10 Plattformen 12 blir så sammenføyd 208 med monopod-enheten 10 Endelig blir TLP-enheten deballastert 209 Strekkstagplattformen er nå fullt sammenstilt og kan forankres til sjøbunnen for operasjon. With reference to figures 2 and 3a-3g, a flow chart for the construction of a tie-rod platform is shown, respectively drawing figures illustrating each step in the method First, the main buoyancy part 13 is built 201, with the monopod unit 10 attached Furthermore, parts of the pontoons 14 attached to the main buoyancy part 13 The float 15 is built 201 separately The main buoyancy part 13 and the float 15 are then launched 202 in the water At this point the float 15 lies flat on the surface of the water while the main buoyancy part 13 is oriented horizontally The remaining sections of the pontoons 14 are attached 202 to the sections that were originally attached to the main buoyancy section 13 The pontoons are assembled two sections at a time because it is difficult to transport the main buoyancy section 13 along a surface when the pontoons 14 are too long Thus the main buoyancy section 13 is turned in the water to expose each pontoon in sequence so that a further section can is added on each of them Then becomes fl the eight door 15 ballasted 203 so that its central axis is oriented in a horizontal direction. With the parts of the tension stay plate form in a horizontal orientation, these parts can be easily assembled The float 15 is shifted 204 over the monopod unit 10 and mn on the main buoyancy part 13 It is then attached to the main buoyancy part 13 at the end closest to the monopod unit 10 The tension stay platform is then ballasted 205 so that it is oriented with the longitudinal axis of the main buoyancy part 13 in a vertical orientation The float 15 also has its central axis in a vertical direction and rests just below the water surface 11. Consequently, the main buoyancy part 13 and the pontoons 14 will stick below the water surface while the monopod unit 10 protrudes above the water surface 11 Note that in this orientation the tension rod platform can be transported 206 to the operation site, although it can also be towed unassembled and assembled on site After the operation site is reached, the tension rod platform is ballasted 207 so that the entire tension rod platform sinks deeper into the water, thereby only making a part of the monopod unit 10 syn corpse. A barge 16 is used to transport a platform 12 to the site of the operation. The barge 16 has an opening 17 which is large enough to surround the monopod unit 10. With the tension rod platform in the lowered position, the barge 16 can thus place the platform 12 on the monopod unit 10. The platform 12 becomes joined 208 with the monopod unit 10 Finally the TLP unit is deballasted 209 The tension rod platform is now fully assembled and can be anchored to the seabed for operation.

Figurene 4, 5a, 5b, 5c og 6 viser trinn under fremgangsmåten for befestigelse av strekkstagplattformen til sjøbunnen, og tegningsflgurene illustrerer fremgangsmåten. Først blir en strekkstagplattform 9 og et hjelpefartøy 18 begge posisjonert 401 over forankringsstedet. Et forankringselement 19 og en fjernstyrt farkost (ROV) blir festet 402 til et anker 20 Ankeret 20 blir senket fra hjelpefartøyet 18 ved hjelp av forankringselementet 19. Etterhvert som sugeankeret og ROV-enheten senkes mot sjøbunnen 23 blir forankringselementet 19 gitt ut fra hjelpefartøyet 18. En styrekabel 24 for ROV-enheten og sugeankeret er festet til ROV-enheten og blir likeledes gitt ut etterhvert som sugeankeret senkes. Etter at ankeret 20 er anbrakt på sjøbunnen 23 blir en hjelpevaier 70 ført ut 403 fra TLP 9 for å oppfange den frie ende av forankringselementet 19 når dette blir avgitt fra hjelpefartøyet 18 Eventuelt kan den frie ende av forankringselementet 19 overføres før ankeret 20 kommer til sjøbunnen 23, ved hjelp av hjelpevaieren 70 og en krokvaier 22 Vekten av ankeret og forankringselementet vil da være båret av hjelpevaieren 70 og krokvaieren 22 under over-føringen Figures 4, 5a, 5b, 5c and 6 show steps during the procedure for attaching the tie rod platform to the seabed, and the drawings illustrate the procedure. First, a tie rod platform 9 and an auxiliary vessel 18 are both positioned 401 above the anchoring site. An anchoring element 19 and a remotely operated vehicle (ROV) are attached 402 to an anchor 20. The anchor 20 is lowered from the auxiliary vessel 18 using the anchoring element 19. As the suction anchor and the ROV unit are lowered towards the seabed 23, the anchoring element 19 is released from the auxiliary vessel 18. A control cable 24 for the ROV unit and the suction anchor is attached to the ROV unit and is likewise released as the suction anchor is lowered. After the anchor 20 has been placed on the seabed 23, an auxiliary cable 70 is led out 403 from the TLP 9 to catch the free end of the anchoring element 19 when this is released from the auxiliary vessel 18. Optionally, the free end of the anchoring element 19 can be transferred before the anchor 20 reaches the seabed 23, by means of the auxiliary cable 70 and a hook cable 22 The weight of the anchor and the anchoring element will then be carried by the auxiliary cable 70 and the hook cable 22 during the transfer

Vekten av forankringselementet 19 og sugeankeret 20 blir så overtatt 404 av TLP-enheten og ROV-enheten benyttes 404 til å plassere ankeret 20 i ønsket posisjon Dette gjøres fordi strekkstagplattformen 9 er meget mer stabil enn hjelpe-fartøyet 18, slik at det blir sørget for mer stabilitet når sugeankeret 20 anbringes på sjøbunnen 23. ROV 21 blir operert 404 for å plassere sugeankeret 20 på ønsket sted mens forankringselementet 19 senker sugeankeret 20 mot sjøbunnen 23 Sugeankeret 20 blir så forankret 405 til sjøbunnen 23 og ROV-enheten blir fjernet 405 Denne prosedyren er beskrevet mer inngående nedenfor En vinsj eller annen lnntreknings-lnnretning blir så benyttet til å trekke 406 i den frie ende av forankringselementet 19 inntil den ønskede stramning er oppnådd Til slutt blir forankringselementet 19 festet 406 til TLP-enheten Denne festeoperasjon 406 er beskrevet mer fullstendig nedenfor The weight of the anchoring element 19 and the suction anchor 20 is then taken over 404 by the TLP unit and the ROV unit is used 404 to place the anchor 20 in the desired position. This is done because the tie rod platform 9 is much more stable than the auxiliary vessel 18, so that it is ensured more stability when the suction anchor 20 is placed on the seabed 23. The ROV 21 is operated 404 to place the suction anchor 20 in the desired location while the anchoring element 19 lowers the suction anchor 20 towards the seabed 23 The suction anchor 20 is then anchored 405 to the seabed 23 and the ROV unit is removed 405 This procedure is described in more detail below A winch or other pulling device is then used to pull 406 on the free end of the anchoring element 19 until the desired tightening is achieved Finally, the anchoring element 19 is attached 406 to the TLP unit This attachment operation 406 is described more fully below

Etter anbringelse av sugeankeret 20 på sjøbunnen blir ROV 21 og krokvaieren 22 returnert 405 til hjelpefartøyet 18, hvor de så festes 407 til et annet sugeanker 25. Et annet forankringselement 27 blir også festet 407 til ankeret 25. Dessuten blir et strekkelement 26 festet 408 fra ankeret 25 til forankringselementet 19, som allerede er festet til sjø-bunnen 23 Igjen blir forankringselementet 27 anvendt til å senke 409 ankeret 25 til sjøbunnen 23 Den frie ende av forankringselementet 27 overføres til TLP-enheten og ROV 21 benyttes til å trekke ankeret 25 horisontalt bort fra ankeret 20 slik at strekkelementet 26 blir fulgt uttrukket Forank-rmgselementet 27 senker så ankeret 25 til sjøbunnen 23 hvor det blir festet Prosessen blir så gjentatt for etterfølgende ankre inntil alle ankre er plassert på sjøbunnen 23 i sine riktige posisjoner After placing the suction anchor 20 on the seabed, the ROV 21 and the hook cable 22 are returned 405 to the auxiliary vessel 18, where they are then attached 407 to another suction anchor 25. Another anchoring element 27 is also attached 407 to the anchor 25. In addition, a tensile element 26 is attached 408 from the anchor 25 to the anchoring element 19, which is already attached to the seabed 23 Again the anchoring element 27 is used to lower 409 the anchor 25 to the seabed 23 The free end of the anchoring element 27 is transferred to the TLP unit and the ROV 21 is used to pull the anchor 25 horizontally away from the anchor 20 so that the tension element 26 is followed by being pulled out The anchor arm element 27 then lowers the anchor 25 to the seabed 23 where it is fixed The process is then repeated for subsequent anchors until all anchors are placed on the seabed 23 in their correct positions

Det vises til fig 7 som viser en utførelse av sugeankeret For det første er forankringselementet 19 festet til den ene ende av en kjetting 28 En svivel 63 brukes til å danne forbindelsen slik at forankringselementet 19 kan rotere i forhold til kjettingen 28. Den andre enden av kjettingen 28 innføres i en trakt 29 plassert nær toppen av ankeret 20. Inne i trakten 29 blir kjettingen 28 grepet av en kjettings-topper 30 som låser kjettingen på plass Overskytende ledd av kjettingen 28 lagres i et kjettingrom 31 under trakten 29 Reference is made to Fig. 7 which shows an embodiment of the suction anchor. First, the anchoring element 19 is attached to one end of a chain 28. A swivel 63 is used to form the connection so that the anchoring element 19 can rotate in relation to the chain 28. The other end of the chain 28 is introduced into a funnel 29 located near the top of the anchor 20. Inside the funnel 29, the chain 28 is gripped by a chain topper 30 which locks the chain in place Surplus links of the chain 28 are stored in a chain compartment 31 below the funnel 29

I en utførelse basert på en TLP som veier omkring 6 000 tonn, kan kjettingen 28 være av oljeriggkvalitet med dimen-sjon 4 tommer (ca 10 cm.) Forankringselementet kan omfatte spiraltvunnet vaier med en diameter på 110 mm. Videre kan sugeankeret 20 være laget som en enkelt stålsylinder med veggtykkelse 20 mm Den totale vekt av ankeret kan ligge i området fra omkring 25 tonn (3,5 m diameter og 7,5 m lengde) til omkring 40 tonn (5 m diameter og 11,5 m lengde) Se J-L. Colliat, P Boisard, K Andersen, og K Schroeder, "Caisson Foundations as Alternative Anchors for Permanent Mooring of a Process Barge Offshore Congo", Offshore Technology Conference Proceeding, Vol 2, sidene 919-929 (mai 1995); E C Clukey, M J Morrison, J Garmer, og J F. Corté, "The Response of Suction Caissons in Normally Consolidated Clays til Cyclic TLP Loading Conditions", Offshore Technology Conference Proceeding, Vol 2, sidene 909-918 (mai 1995), som begge her inkorporeres ved referanse. In an embodiment based on a TLP weighing around 6,000 tonnes, the chain 28 can be of oil rig quality with a dimension of 4 inches (about 10 cm.) The anchoring element can comprise spirally twisted wire with a diameter of 110 mm. Furthermore, the suction anchor 20 can be made as a single steel cylinder with a wall thickness of 20 mm. The total weight of the anchor can range from about 25 tons (3.5 m diameter and 7.5 m length) to about 40 tons (5 m diameter and 11 .5 m length) See J-L. Colliat, P Boisard, K Andersen, and K Schroeder, "Caisson Foundations as Alternative Anchors for Permanent Mooring of a Process Barge Offshore Congo", Offshore Technology Conference Proceeding, Vol 2, pages 919-929 (May 1995); E C Clukey, M J Morrison, J Garmer, and J F. Corté, "The Response of Suction Caissons in Normally Consolidated Clays to Cyclic TLP Loading Conditions", Offshore Technology Conference Proceeding, Vol 2, pages 909-918 (May 1995), as both herein incorporated by reference.

ROV 21 blir festet til en ROV-pod 32 Denne ROV-pod 32 samvirker på sin side med ankeret 20. Som vist på fig. 8a omfatter ROV-pod 32 en rekke ringer 33 Ankeret 20 har også en rekke ringer 34 Anordningene sammenkobles ved å bringe ROV-pod 32 nær inntil ankeret 20 slik at ringene 33 anbringes nær ringene 34 Som vist på fig 8b med ringene side om side, kan en dybel 35 innføres gjennom ringene 33 og 34 for å sammenkoble ROV-pod 32 med ankeret 20 ROV 21 is attached to an ROV pod 32. This ROV pod 32 in turn interacts with the anchor 20. As shown in fig. 8a, the ROV-pod 32 comprises a series of rings 33 The anchor 20 also has a series of rings 34 The devices are connected by bringing the ROV-pod 32 close to the anchor 20 so that the rings 33 are placed close to the rings 34 As shown in Fig. 8b with the rings side by side, a dowel 35 can be inserted through the rings 33 and 34 to connect the ROV pod 32 to the anchor 20

Det vises igjen til fig 7 hvor det fremgår at ankeret 20 også omfatter en rekke kamre 36. Hvert av disse kamre er lukket på alle sider med unntagelse av bunnsiden, som støtet mot sjøbunnen 23 Ankeret anbringes på sjøbunnen 23 ved å pumpe luft inn i kamrene 36 idet luften tilføres gjennom styrekabelen 24 Vannet fortrenges ut av kamrene ved hjelp av luften og gjennom enveis ventiler gjennom kamrene og utsiden av ankeret. Når kamrene er fylt med luft blir luften umiddel-bart evakuert for å frembringe lavt trykk inne i kamrene Dette sørger for en sugevirkning som bevirker at ankeret festes til sjøbunnen 23 Luften kan evakueres ved hjelp av pumper eller ved å tillate at luften i ankeret forbindes med atmosfæretrykk ved havoverflaten gjennom en slange. Når ankeret skal frigjøres fra sjøbunnen pumpes luft tilbake inn i kamrene og trykket økes Et flertall av kamre 36 sørger for redundans for å hindre at hele ankeret løsner dersom et av kamrene skulle svikte. Reference is made again to Fig. 7 where it appears that the anchor 20 also comprises a number of chambers 36. Each of these chambers is closed on all sides with the exception of the bottom side, which is impacted against the seabed 23 The anchor is placed on the seabed 23 by pumping air into the chambers 36 as the air is supplied through the control cable 24 The water is displaced out of the chambers by means of the air and through one-way valves through the chambers and the outside of the anchor. When the chambers are filled with air, the air is immediately evacuated to produce low pressure inside the chambers. This ensures a suction effect which causes the anchor to be attached to the seabed 23 The air can be evacuated with the help of pumps or by allowing the air in the anchor to connect with atmospheric pressure at sea level through a hose. When the anchor is to be released from the seabed, air is pumped back into the chambers and the pressure is increased. A majority of chambers 36 provide redundancy to prevent the entire anchor from loosening should one of the chambers fail.

På fig 9a er det vist en utførelse for befestigelse av forankringselementet 19 til strekkstagplattformen 9 Forankringselementet 19 festet til en kjetting 37 med en mellom-liggende svivel 63 Svivelen 63 tillater at forankringselementet 19 roterer i forhold til kjettingen 37 Kjettingen 37 trer inn i strekkstagplattformen 9 gjennom en av pongtongene 14 Kjettingen 37 blir så ført gjennom pongtongen Fig. 9a shows an embodiment for attaching the anchoring element 19 to the tension rod platform 9. The anchoring element 19 is attached to a chain 37 with an intermediate swivel 63. The swivel 63 allows the anchoring element 19 to rotate in relation to the chain 37. The chain 37 enters the tension rod platform 9 through one of the pontoons 14 The chain 37 is then passed through the pontoon

14 og opp gjennom hovedoppdriftsdelen 13 i strekkstag-plattf ormen 9. En deflektor 38 er plassert i det punkt hvor kjettingen trer inn i pongtongen 14, for å avbøye kjettingens retning Kjettingen trer inn i pongtongen i vertikal retning og avbøyes av en deflektor 38 mot den sentrale akse for opp-driftsdelen 13 Ved det indre av hovedoppdriftsdelen 13 blir kjettingen så igjen avbøyet ved en annen deflektor 39 som dirigerer kjettingen vertikalt mot monopod-enheten 10 14 and up through the main buoyancy part 13 in the tension rod plate form 9. A deflector 38 is placed at the point where the chain enters the pontoon 14, to deflect the direction of the chain. The chain enters the pontoon in a vertical direction and is deflected by a deflector 38 towards it central axis of the buoyancy part 13 At the interior of the main buoyancy part 13 the chain is then again deflected by another deflector 39 which directs the chain vertically towards the monopod unit 10

Disse deflektorene kan omfatte trinser, glidemateriale eller hvilken som helst annen kjent innretning. Fig. 9b viser et sideriss av en utførelse av en glidedeflektor. Kjettingen These deflectors may comprise pulleys, sliding material or any other known device. Fig. 9b shows a side view of an embodiment of a sliding deflector. The chain

37 glir i et spor 71 i deflektoren 38, overensstemmende med formen av kjettingen Eventuelt som vist på fig 9c kan en kabel 73 avbøyes av deflektoren 38 og i dette tilfellet overensstemmer sporet 71 i sin form med formen av kabelen 73. Et velegnet glidemateriale er av typen Monoloy som produseres av Smith-Berger i Vancouver, Washington 37 slides in a groove 71 in the deflector 38, corresponding to the shape of the chain. Optionally, as shown in Fig. 9c, a cable 73 can be deflected by the deflector 38 and in this case the groove 71 corresponds in its shape to the shape of the cable 73. A suitable sliding material is of the Monoloy type manufactured by Smith-Berger in Vancouver, Washington

Igjen skal det vises til fig 9a hvor en vaier 41 er festet til den frie ende av kjettingen 37 Vaieren 41 er forbundet med en håndteringsvinsj 42 som trekker den frie enden av kjettingen 37 vertikalt slik at kjettingen 37 og forankringselementet 19 blir stramme. Når det er oppnådd en ønsket stramning blir kjettingen 37 låst på plass ved hjelp av et stoppeorgan 40 som er plassert i monopod-enheten 10. Et stoppeorgan 4 0 kan omfatte to fremspring som klemmer over et ledd i kjettingen slik at det derpå følgende ledd i kjettingen blir blokkert Imidlertid kan et kjent automatisk stoppe-system også anvendes Dette stoppeorganet 40 kan omfatte en rekke stoppere som griper kjettingen 37 på flere steder. Flere stoppere benyttes for å gi redundans i tilfelle av at en stopper skulle svikte Det vil innses at stopperne kan plasseres hvor som helst inne på strekkstagplattformen 9, men plassering inne i monopod-enheten gjør at de blir lett til-gjengelige Videre benyttes en lignende kjettingkonflgurasjon for hvert av forankringselementene 19 som brukes til å sikre strekkstagplattformen 9 i forhold til sjøbunnen 23 Vinsjen 42 og vaieren 41 benyttes til å avstedkomme stramning av hvert av forankringselementene 19, 27 osv i rekkefølge Again, reference should be made to Fig. 9a where a cable 41 is attached to the free end of the chain 37. The cable 41 is connected to a handling winch 42 which pulls the free end of the chain 37 vertically so that the chain 37 and the anchoring element 19 become tight. When a desired tightening has been achieved, the chain 37 is locked in place by means of a stop member 40 which is placed in the monopod unit 10. A stop member 40 can comprise two protrusions which clamp over a link in the chain so that the following link in the chain is blocked. However, a known automatic stopping system can also be used. This stopping device 40 can comprise a number of stoppers which grip the chain 37 in several places. Several stoppers are used to provide redundancy in the event that one stopper should fail. It will be appreciated that the stoppers can be placed anywhere inside the tension rod platform 9, but placement inside the monopod unit makes them easily accessible. Furthermore, a similar chain configuration is used for each of the anchoring elements 19 that are used to secure the tie-rod platform 9 in relation to the seabed 23 The winch 42 and the wire 41 are used to bring about the tightening of each of the anchoring elements 19, 27 etc. in sequence

Så vises det til fig. 10a og 10b som viser utførelses-former av foreliggende oppfinnelse På fig 10a er konstruk-sjonen av flottøren 15 slik at denne er fiksert mot den øvre enden av hovedoppdriftsdelen 13 I denne konfigurasjon gir flottøren 15 stabilitet til strekkstagplattformen 9 på grunn av øket vannfortrengning ved vannoverflaten. Følgelig har strekkstagplattformen 9 i denne konfigurasjon en øket stabilitet, hvilket er viktig under befestigelsen av for-anknngselementene 27 til sjøbunnen 23 og til strekkstag-plattf ormen 9. Then reference is made to fig. 10a and 10b which show embodiments of the present invention In Fig. 10a, the construction of the float 15 is such that it is fixed against the upper end of the main buoyancy part 13 In this configuration, the float 15 provides stability to the tie rod platform 9 due to increased water displacement at the water surface . Accordingly, the tie rod platform 9 in this configuration has increased stability, which is important during the attachment of the anchoring elements 27 to the seabed 23 and to the tie rod platform 9.

Så snart forankringselementene 27 er sikret på plass er imidlertid vannfortrengningen ved overflaten ikke lenger påkrevet Når strekkstagplattformen 9 er sikret til sjøbunnen er i virkeligheten et forstørret overflateareal av strekk-stagplattf ormen 9 ved vannflaten 11 skadelig Når bølgene virker mot det større overflateareal av flottøren 15 {se fig la), vil de frembringe resonans i strekkstagplattformen 9 inntil amplituden av resonansen er slik at forankringselementet 27 begynner å brekke Som vist på fig 10b blir derfor så snart strekkstagplattformen 9 er sikret til sjøbunnen, flottøren 15 beveget ved hjelp av en egnet bevegelses-lnnretning slik at flottøren senkes inntil den støter mot pongtongene 14 Midlene til å bevege flottøren 15 kan omfatte ballastering, et kabel/trinsesystem, et hydraulisk system eller hvilket som helst annet kjent system Flottøren 15 blir så festet til pongtongene 14 og til hovedoppdriftsdelen 13, og deretter blir ballasten fjernet. Følgelig gir flottøren 15 oppdrift for strekkstagplattformen 9 under bølgesonen i vannet I denne konfigurasjon har strekkstagplattformen 9 mindre tverrsnitt som bølgene på overflaten kan virke mot. Med flottøren festet til strekkstagplattformen 9 vil dessuten tilleggsoppdriften tillate at strekkstagplattformen bærer flere stigerør (ikke vist) som føres opp fra sjøbunnen. As soon as the anchoring elements 27 are secured in place, however, the water displacement at the surface is no longer required. When the tension strut platform 9 is secured to the seabed, an enlarged surface area of the tension strut plate form 9 at the water surface 11 is in fact harmful. When the waves act against the larger surface area of the float 15 { see fig la), they will produce resonance in the tie-rod platform 9 until the amplitude of the resonance is such that the anchoring element 27 begins to break. As shown in fig. 10b, therefore, as soon as the tie-rod platform 9 is secured to the seabed, the float 15 is moved using a suitable movement Arrangement so that the float is lowered until it hits the pontoons 14. The means for moving the float 15 may include ballasting, a cable/pulley system, a hydraulic system or any other known system. The float 15 is then attached to the pontoons 14 and to the main buoyancy part 13, and then the ballast is removed. Consequently, the float 15 provides buoyancy for the tie-rod platform 9 below the wave zone in the water. In this configuration, the tie-rod platform 9 has a smaller cross-section against which the waves on the surface can act. With the float attached to the tie-rod platform 9, the additional buoyancy will also allow the tie-rod platform to carry several risers (not shown) which are brought up from the seabed.

I denne forbindelse utgjør flottøren 15 et middel til å redusere dimensjonen av TLP-enheten i bølgesonen, fordi når flottøren 15 først er neddykket til et nivå hvor den ikke lenger bryter vannoverflaten, fortrenger den ikke sjøvann i bølgesonen. Reduksjon av dimensjonen av TLP-enheten i bølge-sonen kan også skje ved hjelp av en innretning som fjerner eller rekonflgurerer TLP-enhetens strukturelementer slik at mindre vann fortrenges i bølgesonen F eks kan en kran benyttes til å fjerne elementer som understøtter TLP-enheten under transport og sammenstilling, men som ikke er nødvendig når TLP-enheten er sikret til sjøbunnen In this connection, the float 15 constitutes a means of reducing the dimension of the TLP unit in the wave zone, because once the float 15 is submerged to a level where it no longer breaks the water surface, it does not displace seawater in the wave zone. Reduction of the dimensions of the TLP unit in the wave zone can also be done with the help of a device that removes or reconfigures the TLP unit's structural elements so that less water is displaced in the wave zone. For example, a crane can be used to remove elements that support the TLP unit below transport and assembly, but which is not necessary when the TLP unit is secured to the seabed

Under henvisning til fig lia er det vist en befestigelse av flottøren til TLP-enheten. Anordningen for stabiliseringsmoment (flottøren 15) omfatter et gjengeparti 55 som tillater at flottøren 15 blir skrudd først inn på et gjengeparti 56 tilhørende TLP-enheten og for det annet inn på et gjengeparti 57 tilhørende TLP-enheten Som vist på fig 11b kan befestigelsen omfatte dybler 58 som er ført mellom TLP-enheten og stabiliseringsanordningen (flottøren 15) gjennom dybelhull 59 På fig. lic er befestigelsen vist med tenner 60 på stabiliseringsanordningen og en fortannmg 61 på TLP-enheten. TLP-fortanningen 61 har form av tannbaner som strekker seg parallelt med TLP-enhetens sentrale akse på utsiden av hovedoppdriftsdelen 13 Tennene 60 har form av tannhjul montert på stabiliseringsanordningen 15 for samvirke med TLP-fortanningen 61 With reference to fig 11a, an attachment of the float to the TLP unit is shown. The device for stabilizing torque (the float 15) comprises a threaded part 55 which allows the float 15 to be screwed first onto a threaded part 56 belonging to the TLP unit and secondly onto a threaded part 57 belonging to the TLP unit As shown in Fig. 11b, the fastening can include dowels 58 which is passed between the TLP unit and the stabilization device (the float 15) through dowel holes 59 In fig. 1c, the attachment is shown with teeth 60 on the stabilizer and a front tooth 61 on the TLP unit. The TLP toothing 61 has the form of toothed paths that extend parallel to the TLP unit's central axis on the outside of the main buoyancy part 13 The teeth 60 have the form of gears mounted on the stabilization device 15 for cooperation with the TLP toothing 61

Claims

1 Anchoring element for securing a buoyancy structure in a tie rod platform (TLP) for mineral production in deep water, to a movable anchor that is attached to the seabed, characterized in that it comprises. a flexible line (19), of variable length, which is arranged to extend from the TLP unit (9) to the anchor (20), the flexible line (19) comprising an upper end and a lower end, a first attachment device (37) for the upper end of the flexible line (19) to the TLP unit (9), a second attachment device (28) for the lower end of the flexible line (19) to the anchor (20) an upper swivel (63) which is connected between the TLP unit (9) and the upper end of the flexible line (19), the upper swivel (63) allowing the flexible line (19) to rotate about its longitudinal axis in relation to The TLP unit (9), and a lower swivel (63) connected between the anchor (20) and the lower end of the flexible line (19), the lower swivel (63) allowing the flexible line (19) to rotate around its longitudinal axis in relation to the anchor (20)

2 Anchoring element according to claim 1, where the first fastening device (37) comprises a chain, and the second fastening device (28) comprises a chain

3 Procedure for attaching a buoyancy structure in a tension rod platform (TLP) for mineral production in deep water, to the seabed, characterized in that it comprises the following steps attaching a flexible anchoring element (19) and a remotely operated vehicle (ROV) (21) to an anchor (20), the flexible anchoring element (19) comprising an upper free end, lowering the anchor (20) and the ROV unit (21) ) from an auxiliary vessel (18) to the seabed (23), transferring the upper free end of the anchoring element (19) from the auxiliary vessel (18) to the TLP unit (9) by extending an auxiliary wire (70) from the TLP unit (9) and a hook wire (22) from the auxiliary vessel (18) to transfer the upper free end of the anchoring element (19) before the anchor (20) reaches the seabed (23), so that the weight of the anchor (20) and the anchoring element (19) is carried by the auxiliary cable (70) and the hook cable (22) below the lowering of the anchor (20), operation of the ROV unit (21) to place the anchor (20) in the desired position on the seabed (23), tightening the anchoring element (19), and securing the upper end of the anchoring element (19) to the TLP unit (9)

4 Procedure for attaching a buoyancy structure in a tension rod platform (TLP) for mineral production in deep water, to the seabed, characterized in that it comprises the following steps a) attaching a flexible anchoring element (19) and a remotely operated vehicle (ROV) (21) to an anchor (20), the flexible anchoring element (19) comprising an upper free end, b) lowering the anchor (20) and the ROV unit (21) from an auxiliary vessel (18) to the seabed (23), c) transferring the free end of the anchoring element (19) from the auxiliary vessel (18) to the TLP unit (9), d) operation of the ROV unit (21) to place the anchor (20) in the desired position on the seabed (23), e) securing of the anchor (20) to the seabed (23), f) tightening the anchoring element (19), g) securing the upper end of the anchoring element (19) to the TLP unit (9), h) attaching the ROV unit (21) , the hook wire (22) and another anchoring element (27) to another anchor (25) on board the auxiliary vessel (18), i) attaching a tension element (26) fr a the second anchor (25) to the first anchoring element (19) which is already attached to the seabed (23), j) lowering the second anchor (25) to the seabed (23) by extending the second anchoring element (27) from the auxiliary vessel (18), k) transfer of the free end of the second anchoring element (27) to the TLP unit (9),

1) operation of the ROV unit (21) to pull the second anchor (25) away from the first anchor (20), so that the tension element (26) is fully extended, m) fixing the second anchor (25) to the seabed (23), n) tightening the second anchoring element (27), and o) securing the upper end of the second anchoring element (27) to the TLP unit (9)

5 Method according to claim 4, which further comprises repeating steps a) to o) for further anchors and further anchoring elements until each of the further anchors has been placed on the seabed (23) in a predetermined position, and each of the further anchoring elements has been secured to the TLP unit (9)