NO330461B1 - Flytende offshore-bore/produksjonskonstruksjon - Google Patents
Flytende offshore-bore/produksjonskonstruksjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO330461B1 NO330461B1 NO19991900A NO991900A NO330461B1 NO 330461 B1 NO330461 B1 NO 330461B1 NO 19991900 A NO19991900 A NO 19991900A NO 991900 A NO991900 A NO 991900A NO 330461 B1 NO330461 B1 NO 330461B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- columns
- column
- plates
- wave
- construction
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 15
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 9
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 3
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
- B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
- B63B35/4413—Floating drilling platforms, e.g. carrying water-oil separating devices
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B1/00—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils
- B63B1/02—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement
- B63B1/10—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with multiple hulls
- B63B1/107—Semi-submersibles; Small waterline area multiple hull vessels and the like, e.g. SWATH
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
- E21B17/012—Risers with buoyancy elements
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B1/00—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils
- B63B1/02—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement
- B63B1/10—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with multiple hulls
- B63B1/12—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with multiple hulls the hulls being interconnected rigidly
- B63B2001/128—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with multiple hulls the hulls being interconnected rigidly comprising underwater connectors between the hulls
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B39/00—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude
- B63B39/06—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude to decrease vessel movements by using foils acting on ambient water
- B63B2039/067—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude to decrease vessel movements by using foils acting on ambient water effecting motion dampening by means of fixed or movable resistance bodies, e.g. by bilge keels
Description
Oppfinnelsen vedrører generelt boring og produksjon av olje offshore, mer særskilt flytende konstruksjoner som benyttes ved slike operasjoner.
Innenfor offshore-oljeindustrien benyttes flytende konstruksjoner i områder hvor dypt vann medfører at bruk av et tårn som står på havbunnen blir for dyrt med hensyn på det økonomiske utbyttet, selv for store oljereserver. Slike flytende konstruksjoner har vært halvt neddykkbare konstruksjoner, en søylestabilisert farkost som holds forankret på plass ved hjelp av ankeret, enkeltsøyle-konstruksjoner (spar) som holdes på plass ved hjelp av flere ankere, dynamisk posisjonerte farkoster som utnytter et antall trustere for å holde farkosten på plass, og strekkstagplattformer (TLP).
Hver konstruksjonstype har fordeler og ulemper. Mens dynamisk posisjonerte farkoster ikke har behov for ankre og ankerliner, har de et stort overflateareal mot bølger og strømninger, noe som kan medføre et vesentlig energibehov for å holde farkosten på plass. Det store overflateareal medfører også at farkosten utsettes for hiv, stamping og rulling under påvirkning av bølgene. Neddykkbare konstruksjoner har et mindre overflateareal mot bølgene og er derfor mindre utsatt for stamping og rulling, men de er likevel utsatt for hivbevegelser og de er ikke utført for lagring av større oljemengder.
En minimalisering av de miljøinduserte bevegelser er ønskelig, ikke bare fra et sikkerhets- og komfortstandpunkt, men også utifrå et operativt standpunkt, fordi boring og produksjon gjennom stigerør som går fra brønnhoder på havbunnen og opptil farkosten må være tilpasset konstruksjonens bevegelser. Kostnadene i forbindelse med konstruksjon og bygging av stigerør er direkte relatert til den flytende konstruksjons-hiv-, stampe- og rullebevegelser, såvel som til bølge-, strøm- og gravitasjonskrefter som virker på stigerørene.
En TLP er relativt gunstig med hensyn til minimalisering av hiv, stamping og rulling. En TLP er imidlertid en konstruksjon med et lite dypgående som er dyr og er begrenset til bruk i moderate vanndyp. En TLP er dessuten bokstavelig talt immobil så snart den er installert.
Spar-konstruksjoner (enkeltsøyle-konstruksjoner eksempelvis som beskrevet i US-PS 4.702.321) vil være utsatt for virvelinduserte vibrasjoner ved kraftig strømpåvirkning. Dette har man mestret ved å anordne skruelinjeformede elementer langs søylen. Som følge av den store søylediameter må disse konstruksjoner bygges på et spesielt utstyrt byggested. Ettersom diameteren øker vil også fremstillingen bli mer vanskelig. Transporten av større enkeltsøylekonstruksjoner til installasjonsstedet vil også kunne by på vanskeligheter, hva enten transporten skjer ved hjelp av et tungløftefartøy eller ved fløting av den ferdige søyle.
Ulempen med de nevnte elementer på enkeltsøyle-konstruksjoner som utsettes for kraftige strømmer, er at de øker kostnadene og strømningsmotstanden, noe som i sin tur øker oppankringskostnadene.
I US 3.572.041 vises en konstruksjon som omfatter et antall vertikalt orienterte oppdriftssøyler anordnet tett hosliggende hverandre, der stigerøret videre er plassert i sentrum av søylesammenstillingen.
Med oppfinnelsen foreslås det en flytende konstruksjon med stort dypgående og med de fordeler som enkeltsøyle-utførelsene har, men uten noen av ulempene. Konstruksjonen ifølge oppfinnelsen bygges opp med et antall nær hverandre, flytende vertikalt orienterte søyler. Søylene holdes sammen ved hjelp av et antall horisontale og vertikale plater som er innbyrdes avstandsplassert langs konstruksjons vertikale akser. De vertikale plater kan innbefatte rakettforbindelser og er innfestet mellom søylene i nærheten av kjølen og nær konstruksjonens vannlinje. De horisontale plater øker konstruksjonens effektive masse ved at vann innfanges vertikalt. De vertikale plater/brakettforbindelser tjener til holding av søylene på plass relativt hverandre og tjener også til å redusere bølgepåkjenningene samt bølgebevegelser inne i søylene, for derved å beskytte stigerørene. Et dekk bæres av søylene over vannlinjen. Hele konstruksjonen kan forankres eller holdes på plass ved hjelp av dynamisk posisjonering.
Flytende offshore-bore/produksjonskonstruksjon innbefattende en "spar"-liknende kjedeforankret flytende konstruksjon der tyngdepunktet er nedenfor oppdriftssenteret og der dens naturlige periode er lengre enn toppbølgeenergiperioden, og der et flertall vertikalt orienterte oppdriftssøyler (12) er anordnet nær hverandre, og der bore- og produksjonsstigerør lokalisert inne i den indre delen av søylesammenstillingen.
Konstruksjonen er kjennetegnet ved et antall horisontale plater som strekker seg til omkretsen av søylesammenstillingen og som forbinder den nedre delen av søylesammenstillingen sammen og fester den nedre delen av hver søyles horisontale posisjon i forhold til hverandre og har en størrelse for å innfange en tilstrekkelig vannmengde for å øke den naturlige hivperioden til nevnte konstruksjon slik at den er lengre enn toppenergibølgeperioden, nevnte plater er anbragt med mellomrom langs lengden av nevnte søylesammenstilling og lokalisert under vannivået i en avstand under betydelig bølgeenergi.
Videre er konstruksjonen kjennetegnet ved et antall vertikale plater som forbinder den øvre delen av søylesammenstillingen sammen og holder fast denne delen av hver søyles vertikale posisjon i forhold til hverandre, nevnte vertikale plater er lokalisert i bølgesonen og strekker seg over og nedenfor konstruksjonsvannlinjen slik at de vertikale platene innfanger vann horisontalt og reduserer bølgebevegelse og slik at stigerørene beskyttes fra bølgekrefter; og vertikale plater som forbinder de nedre delene av søylene sammen og fastholder det vertikale forholdet til søylene i forhold til horisontalen til hverandre og frembringer tilleggsmasse til konstruksjonen i dette området for å redusere bølgebevegelse.
Fordelaktige utførelsesformer av oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige kravene 2 og 3.
Det er en hensikt med oppfinnelsen å tilveiebringe en flytende offshore-konstruksjon av "spar"-typen som reduserer hvirvelinduserte vibrasjoner fra havstrømmer.
Nok en hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en flytende offshore-konstruksjon av den nevnte type med redusert motstand mot havstrømmer.
Nok en hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en flytende offshore-konstruksjon av den nevnte type med redusert dypgående som følge av øket effektiv masse/vannplan-forhold.
Nok en hensikt med oppfinnelsen er å tilveiebringe en flytende offshore-konstruksjon av den nevnte type med reduserte kostnader ved at det muliggjøres bruk av ulike typer bygge- og monteringsmetoder.
Oppfinnelsen skal nå forklares nærmere under henvisning til tegningene hvor:
Figur 1 viser et oppriss av en utførelsesform ifølge oppfinnelsen,
Figur 2 viser et snitt gjennom utførelsesformen i figur 1,
Figur 3 viser et snitt etter linjen 3-3 i figur 1,
Figur 4 viser et perspektivriss av en nedre del av utførelsesformen,
Figur 5 er et strømningsdiagram som viser vannstrømmen rundt utførelsesformen, Figur 6 er et strømningsdiagram som viser vannstrømmen rundt utførelsesformen, med
en annen strømningsretning enn i figur 5,
Figur 7 viser en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen,
Figurene 8-12 viser toppsnitt gjennom alternative utførelsesformer av oppfinnelsen, Figur 13 A-C viser en fremgangsmåte for samling av søyler til en enhetlig struktur,
Figur 14 viser i et snitt bruk av en hylse festet til konstruksjonen for beskyttelse av
et stigerør, og
Figur 15 viser strømningsstyremidler som anvendes i forbindelse den i figur 14 viste hylse.
I figurene 1 og 2 er oppfinnelsen generelt betegnet med 10. Av figurene 1 til 4 vil man se at den flytende offshore-konstruksjonen 10 i hovedsaken består av et antall vertikalt orienterte oppdriftsskrog eller -søyler 12, horisontale plater 14 og vertikale plater 16. Et dekk 18 bæres over vannet på de øvre endene til søylene 12.
De horisontale plater 14 og de vertikale plater 16 har hver to funksjoner. Begge tjener rent strukturelt til å holde søylene 12 sammen i et parallelt arrangement, relativt tett hosliggende hverandre.
De horisontale plater 14 tjener også som vannfangplater for innfanging av vann i vertikalretningen. Dette øker konstruksjonens effektive masse med tilhørende økning av konstruksjonens naturlige periode ved hiv (opp/ned-bevegelse) slik at den naturlige periode vil være lengre enn perioden til bølgenes energibånd.
Virkemåten til horisontale plater 14 er forklart nærmere i US-PS 5.558.467. Som vist i figur 3 er de horisontale plater 14 forsynt med slisser eller boringer 28 for gjennomføring av stigerør som benyttes ved boring og produksjon. De horisontale plater 14 er innbyrdes avstandsplassert langs søylenes 12 vertikale lengde. Plasseringen av platene starter godt under vannlinjen hvor bølgevirkningen er liten, og ned til søylenes
12 nedre ender.
De horisontale plater 14 medfører at konstruksjonen kan bygges med mindre dypgående enn en sammenligbar enkeltsøyle-konstruksjon fordi de horisontale plater fanger vannet slik at derved konstruksjonens effektive masse øker i vertikalretningen. Konstruksjonens naturlige periode ved hiv kan uttrykkes med følgende ligning:
T = 27fél/ K
der T = den naturlige periode,
M = konstruksjonsmasse, iberegnet den mellom platene innfangede vannmasse, og
K = systemets konstant, som er en funksjon av vannplanarealet ved vannlinjen.
I oppfinnelsen er konstruksjonen 10 vannplanareal mindre enn fangplatenes horisontale planareal. Det vil si at det oppnås en lengre periode med mindre dypgående enn for den i US-PS 4.702.321 viste og beskrevne enkeltsøyle-konstruksjon.
De vertikale plater 16 kan enten være massive skjærplater eller en kombinasjon av massive skjærplater og et åpent fagverk. De vertikale plater 16 er fortrinnsvis plassert ved den nedre enden av søylene, i nærheten av kjølen, og nær søylenes øvre ende, ved vannlinjen. Nær den nedre ende, i nærheten av kjølen, tjener de massive skjærplater til å fange inn vann horisontalt og derved redusere bølgebevegelser. Nær den øvre ende, under den normale vannlinje, vil de vertikale plater 16 redusere bølgebevegelsen inne i den omhylling som dannes av skrogene 12. Den reduserte bølgebevegelse innenfor søylene bidrar til å beskytte stigerørene og redusere endringer i vannivået mellom søylene i grov sjø.
Hver søyle 12 er utformet med et lignende arrangement av hårde oppdriftstanker 20, en eller flere myke tanker 22, og fast ballast 24. På utvalgte steder er det plassert klyss 25 for forankringsliner 27. Minst en av de hårde oppdriftstanker 20 kan ta variabel ballast i form av sjøvann 26. De myke tanker 22 utlignes relativt omgivelsestrykket ved at de fylles med sjøvann og/eller benyttes for lagring av olje.
Flere-søylestrukturen er mindre utsatt for virvelindusert vibrasjon fordi de hosliggende søyler fortrinnsvis har en innbyrdes avstand på ca. en tiendedel til tre ganger diameteren slik at det muliggjøres mellomromsstrømning av vann mellom søylene. Nærheten mellom søylene undertrykker dannelse av virvler mellom søylene. I et strømmiljø med høye Reynolds-tall kreves det en søyleavstand på ca. 4 ganger sylinderdiameteren for dannelse av virvler i kjølevannet til sylindriske søyler. Som vist i strømnings-diagrammet i figur 5, tillater den foretrukne avstand mellom søylene ikke noen dannelser av større virvler mellom søylene. Mellomstrømningens innvirkning på virvelreduksjonen er uavhengig av strørnningsretningen.
Virveldannelsesperioden ved flersøyleutførelsen vil være proporsjonal med konstruksjonens totale bredde D. De virvelinduserte svingninger oppstår når perioden faller sammen med den naturlige perioden T til flersøyle-konstruksjonen i oppankret tilstand. Denne betingelse er gitt av følgende uttrykk:
Ved å øke avstanden mellom søylene, økes D og en minste strømhastighet U for virvelinduserte svingninger kan heves over strømhastigheten på et bestemt sted. Avstanden mellom og diameteren til søylene kan derfor skreddersyes for et bestemt sted for unngåelse av virvelindusert vibrasjon. Som følge herav kreves det vanligvis ikke dempeutstyr for virvelindusert vibrasjon på flersøyleutførelsen. Derved reduseres også motstanden.
Som vist i figur 5 vil de to oppstrøms søyler beskytte de to nedstrøms søyler mot den innkommende strøm og derved sterkt redusere eller eliminere positive trykkmotstands-krefter på oppstrømssøylenes fremre flate. Væskestrømmen løser seg ved punkt A fra oppstrømssøylenes oppstrømsside og møter nedstrømssøylene ved punkt B. Strømmen forblir langs nedstrømssiden av nedstrømssøylen helt til punkt C. Derved reduseres kjølevannsstrømmen, utstrekning av lavtrykksområdet i kjølevannet og kjølevanns-motstanden. Plasseringen av søylene muliggjør således at den eksterne strømning vil være strømlinjeformet rundt søylene, med mindre motstand enn en enkelt sylinder med ekvivalent areale i samme strømning. Som vist i figur 6 vil mellomstrømmen også opprettholde grensesjiktet ved oppstrømssøylenes bakre flate også når søylene vender en spiss mot strømmen. Derved minimaliseres motstanden. Motstandsreduseringen som oppnås med de tett sammenstilte søyler, oppnås således uavhengig av strørnnings-retningen.
En overfladisk betraktning av konstruksjonen kan gi det inntrykk at den bare er en halvt neddykkbar konstruksjon med stort dypgående, eksempelvis som beskrevet i US-PS 4.983.073, men det er ikke tilfelle. I konstruksjonen 10 er skrogene 12 ikke forbundet med hverandre ved hjelp av horisontale ponponger, og skrogene 12 er plassert meget tettere sammen. Den strukturelle integritet gis av de horisontale og vertikale plater 14, 16. Konstruksjonens hydrodynamiske stabilitet vil skyldes det faktum at gravitasjonssenteret ligger godt under oppdriftssenteret. Treghetsmomentet i vannplanet er en mindre bidragsyter til metasenterhøyden. Figur 7 viser en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen hvor den nedre del av hver søyle har redusert diameter relativt den øvre søyledel. Den reduserte diameterdelen er plassert under de hårde tankseksjoner, som vist i figur 2. Den reduserte diameter i den nedre del av søylene gir den fordel at konstruksjons vekten reduseres og at belastning som følge av strømningsmotstanden reduseres. Figur 8 viser et øvre snitt gjennom en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen hvor det benyttes to søyler 12. Strømningen rundt søylene 12 er også vist. Som vist i srrørnningsdiagrarnmet vil motstanden være lavere enn forventet fordi nedstrømssøylen dekkes av oppstrømssøylen og strømmen går langs nedstrømssøylen igjen.
Modellforsøk har vist at motstandskoeffesienten for to tett sammenstilte sylindere er mindre den til en enkelt sylinder med ekvivalent lukket område. En konstruksjon ifølge oppfinnelsen har derfor mindre motstand mot havstrømmer. Reduksjonen i motstanden for flere tett sammenstilte søyler i miljøer med høye Reynoldstall skyldes at nedstrømssøylene beskyttes av oppstrømssøylene og at kjølevannsmotstander reduseres fordi søylenes nedstrømssider får et turbulent grensesjikt. Figurene 10-12 viser ulike arrangementer ifølge oppfinnelsen, med tre, seks eller åtte søyler. To eller tre søyler kan benyttes for relativt små konstruksjoner med små dekklaster, mens seks og åtte søyler kan benyttes for relativt store konstruksjoner med store dekklaster. Figur 9 viser et arrangement med to søyler, hvor nedstrømssøylen har en mindre diameter enn oppstrømssøylen. Ved å benytte en mindre diameter for nedstrømssøylen vil virvelkreftene på nedstrømssøylen reduseres, det oppnås en iboende hydrodynamisk stabil utforming, og motstanden kan reduseres ytterligere for en optimal avstand mellom søylene på mellom en tiendedel og en ganger diameteren til oppstrømssøylen.
På grunn av den lave motstandskoeffesienten til to søyle-konstruksjonen egner den seg for dynamisk posisjonering.
Figurene 13 A-C viser hvordan konstruksjonen kan bygges. To av søylene 12 som er sammenfestet ved hjelp av en del av en horisontal plate 14, senkes til ønsket dybde ved ballastering slik at de resterende søyler kan fløtes inn over den horisontale plate. De to nedre søyler deballasteres for å løfte de to øvre søyler opp over vannlinjen for å muliggjøre sammensveising og festing av resten av den horisontale plate til de øvre søyler. Denne fremgangsmåte er, sammenlignet med en bygging i et verft, fordelaktig der hvor konstruksjonen må slepes i grundt farvann og dypgående til den ferdige fire-søylers konstruksjon vil være større enn det største dyp i slepeleden.
Søylene 12 kan være av et hvilket som helst egnet materiale, eksempelvis stål eller betong. Bygges søylene av betong, så kan de støpes med glideform på et egnet dypt sted. Glideformstøping av betongsøyler er velkjent. Figur 14 viser en stigerørhylse 30 som benyttes for å beskytte stiggerøret 32 og oppdriftsmodulen 34 mot turbulent vann. Stigerørhylsen 30 er festet til konstruksjonen 10 og strekker seg ned fra over vannlinjen og til et dyp under området med signifikant bølgeenergi. Stigerørhylsen 30 er åpen i begge ender og er dimensjonert for opptak av stigerøret 32 og oppdriftsmodulen 34. På oppdriftsmodulen 34 kan det være anordnet føringer 36 for å hindre fasthenging og for å redusere slitasjen på hylsen 30 og oppdriftsmodulen 34. Figur 15 viser et mulig arrangement for stigerørhylsen 30 og oppdriftsmodulen hvor en første plate 38 er fast festet til innsiden av stigerørhylsen 30 under vannlinjen og er tett opptatt rundt den delen av stigerøret 32 som befinner seg over oppdriftsmodulen 34, med mulighet for innbyrdes glidebevegelse. En andre plate 40 er festet til en del av stigerøret 30 like over oppdriftsmodulen 34 med mulighet for glidebevegelse i hylsen 30. Platene 38,40 danner mellom seg et volum som vil variere direkte proporsjonalt med stillingen til oppdriftsmodulen 34. Jo nærmere oppdriftsmodulen befinner seg vannflaten, jo mindre er vannvolumet mellom platene 38,40. Den første platen er fortrinnsvis forsynt med midler 42 for styring av vannvolumendringer mellom platene som respons på bevegelser av oppdriftsmodulen som følge av stigerørsvikt. Styremidlene 42 kan helt enkelt være i form av en åpning som vist, eller i form av en ventil. En styring av den hastighet hvormed vannvolumet endres vil begrense hastigheten til oppdriftsmodulen 34 i tilfelle av en stigerørsvikt under oppdriftsmodulen. Derved elimineres eller minimaliseres skader på konstruksjonen 10, oppdriftsmodulen 34 og den resterende del av stigerøret 32. På begge plater kan være anordnet glidtetninger 44.
Claims (3)
1.
Flytende offshore-bore/produksjonskonstruksjon innbefattende en "spar"-liknende kjedeforankret flytende konstruksjon der tyngdepunktet er nedenfor oppdriftssenteret og der dens naturlige periode er lengre enn toppbølgeenergiperioden, og der a. et flertall vertikalt orienterte oppdriftssøyler (12) er anordnet nær hverandre, og der b. bore- og produksjonsstigerør lokalisert inne i den indre delen av søylesammenstillingen (12),karakterisert vedc. et antall horisontale plater (14) som strekker seg til omkretsen av søylesammenstillingen (12) og som forbinder den nedre delen av søylesammenstillingen (12) sammen og fester den nedre delen av hver søyles (12) horisontale posisjon i forhold til hverandre og har en størrelse for å innfange en tilstrekkelig vannmengde for å øke den naturlige hivperioden til nevnte konstruksjon slik at den er lengre enn toppenergibølgeperioden, nevnte plater er anbragt med mellomrom langs lengden av nevnte søylesammenstilling (12) og lokalisert under vannivået i en avstand under betydelig bølgeenergi, d. et antall vertikale plater (16) som forbinder den øvre delen av søylesammenstillingen (12) sammen og holder fast denne delen av hver søyles (12) vertikale posisjon i forhold til hverandre, nevnte vertikale plater (16) er lokalisert i bølgesonen og strekker seg over og nedenfor konstruksjonsvannlinjen slik at de vertikale platene (16) innfanger vann horisontalt og reduserer bølgebevegelse og slik at stigerørene beskyttes fra bølgekrefter; og e. vertikale plater (16) som forbinder de nedre delene av søylene (12) sammen og fastholder det vertikale forholdet til søylene (12) i forhold til horisontalen til hverandre og frembringer tilleggsmasse til konstruksjonen i dette området for å redusere bølgebevegelse.
2.
Konstruksjon ifølge krav 1,karakterisert vedat avstanden mellom søylene (12) utgjør omtrent en tiendedel til tre ganger søylediameteren.
3.
Konstruksjon ifø]gej£ravl k r
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/067,060 US6206614B1 (en) | 1998-04-27 | 1998-04-27 | Floating offshore drilling/producing structure |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO991900D0 NO991900D0 (no) | 1999-04-21 |
NO991900L NO991900L (no) | 1999-10-28 |
NO330461B1 true NO330461B1 (no) | 2011-04-18 |
Family
ID=22073465
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19991900A NO330461B1 (no) | 1998-04-27 | 1999-04-21 | Flytende offshore-bore/produksjonskonstruksjon |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6206614B1 (no) |
BR (1) | BR9901363A (no) |
GB (1) | GB2336810B (no) |
NO (1) | NO330461B1 (no) |
OA (1) | OA11115A (no) |
Families Citing this family (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU5444298A (en) * | 1996-11-12 | 1998-06-03 | H.B. Zachry Company | Precast, modular spar system |
GB2361946B (en) * | 1998-07-06 | 2002-09-25 | Seahorse Equip Corp | Well riser lateral restraint and installation system for offshore platform |
US7017666B1 (en) * | 1999-09-16 | 2006-03-28 | Shell Oil Company | Smooth sleeves for drag and VIV reduction of cylindrical structures |
US6571878B2 (en) * | 1999-09-16 | 2003-06-03 | Shell Oil Company | Smooth buoyancy system for reducing vortex induced vibration in subsea systems |
JP3954280B2 (ja) * | 2000-05-23 | 2007-08-08 | 株式会社東芝 | 光ディスクと再生方法と再生装置 |
US6702026B2 (en) * | 2000-07-26 | 2004-03-09 | Shell Oil Company | Methods and systems for reducing drag and vortex-induced vibrations on cylindrical structures |
WO2002016727A2 (en) | 2000-08-21 | 2002-02-28 | Cso Aker Maritime, Inc. | Engineered material buoyancy system, device, and method |
US8579547B2 (en) * | 2000-11-13 | 2013-11-12 | Single Buoy Moorings Inc. | Vessel comprising transverse skirts |
TW583650B (en) * | 2001-06-18 | 2004-04-11 | Samsung Electronics Co Ltd | Optical recording medium |
US6579040B2 (en) * | 2001-07-26 | 2003-06-17 | Cso Aker Maritime, Inc. | Method and apparatus for air can vent systems |
US20030140838A1 (en) * | 2002-01-29 | 2003-07-31 | Horton Edward E. | Cellular SPAR apparatus and method |
US6761124B1 (en) * | 2002-09-28 | 2004-07-13 | Nagan Srinivasan | Column-stabilized floating structures with truss pontoons |
US6783302B2 (en) * | 2002-12-02 | 2004-08-31 | Robert W. Copple | Buoyant leg structure with added tubular members for supporting a deep water platform |
US7086809B2 (en) * | 2003-01-21 | 2006-08-08 | Marine Innovation & Technology | Minimum floating offshore platform with water entrapment plate and method of installation |
WO2004077951A2 (en) * | 2003-02-28 | 2004-09-16 | Modec International, L.L.C. | Riser pipe support system and method |
NL1023320C2 (nl) | 2003-05-01 | 2004-11-02 | Leenaars B V | De uitvinding heeft betrekking op een methode voor fabricage, installatie en verwijderen van een offshore platform. |
US6942427B1 (en) | 2003-05-03 | 2005-09-13 | Nagan Srinivasan | Column-stabilized floating structure with telescopic keel tank for offshore applications and method of installation |
US6899492B1 (en) * | 2003-05-05 | 2005-05-31 | Nagan Srinivasan | Jacket frame floating structures with buoyancy capsules |
US20080014024A1 (en) * | 2003-06-25 | 2008-01-17 | Lokken Roald T | Method for fabricating a reduced-heave floating structure |
DE202004001242U1 (de) * | 2004-01-28 | 2004-04-01 | Max Streicher Gmbh & Co. Kg Aa | Unterbaukonstruktion für eine Tiefbohr-Plattform |
US7467912B2 (en) * | 2004-09-30 | 2008-12-23 | Technip France | Extendable draft platform with buoyancy column strakes |
GB2429992A (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-14 | 2H Offshore Engineering Ltd | Production system |
US7735290B2 (en) * | 2005-10-13 | 2010-06-15 | General Electric Company | Wind turbine assembly tower |
US7877994B2 (en) * | 2006-05-01 | 2011-02-01 | Ocean Power Technologies, Inc. | Wave energy converter (WEC) with heave plates |
US7413384B2 (en) * | 2006-08-15 | 2008-08-19 | Agr Deepwater Development Systems, Inc. | Floating offshore drilling/producing structure |
BRPI0716668B1 (pt) * | 2006-08-16 | 2019-10-22 | Technip France | plataforma de vergôntea, e, método de construir uma plataforma de vergôntea |
US7553106B2 (en) * | 2006-09-05 | 2009-06-30 | Horton Technologies, Llc | Method for making a floating offshore drilling/producing structure |
US7716816B2 (en) * | 2006-09-22 | 2010-05-18 | Rockwell Automation Technologies, Inc. | Method of manufacturing a switch assembly |
WO2009067532A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Millheim Keith K | Self-standing riser system having multiple buoyancy chambers |
US7980190B2 (en) * | 2007-12-21 | 2011-07-19 | Technip France | Deep draft semi-submersible LNG floating production, storage and offloading vessel |
US7958836B2 (en) * | 2008-05-02 | 2011-06-14 | Aker Marine Contractors Inc. | Stabilizing chamber for use with a mobile offshore unit |
US8418640B2 (en) * | 2008-07-30 | 2013-04-16 | Seahorse Equipment Corp | Semisubmersible offshore platform with drag-inducing stabilizer plates |
US7900572B2 (en) * | 2008-07-30 | 2011-03-08 | Seahorse Equipment Corporation | Drag-inducing stabilizer plates with damping apertures |
FR2938290B1 (fr) * | 2008-11-10 | 2010-11-12 | Technip France | Installation d'exploitation de fluide dans une etendue d'eau, et procede de montage associe |
AP3188A (en) * | 2009-01-22 | 2015-03-31 | Shell Int Research | Vortex-induced vibration (VIV) supression of riserarrays |
US20100260554A1 (en) * | 2009-04-09 | 2010-10-14 | Yun Ding | Heave plate on floating offshore structure |
WO2011031656A1 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-17 | Shell Oil Company | Riser arrays or groups having vortex-induced vibration (viv) suppression devices connected with spacers |
ES2378960B1 (es) * | 2010-09-22 | 2013-02-25 | Inneo Torres S.L. | Procedimiento de instalación de torre para uso aguas adentro. |
MY173152A (en) * | 2010-10-19 | 2019-12-31 | Horton Wison Deepwater Inc | Offshore tower for drilling and/or production |
CA2884896C (en) * | 2012-09-17 | 2017-07-04 | Technip France | Truss spar vortex induced vibration damping with vertical plates |
US9022693B1 (en) | 2013-07-12 | 2015-05-05 | The Williams Companies, Inc. | Rapid deployable floating production system |
US9038348B1 (en) * | 2013-12-18 | 2015-05-26 | General Electric Company | Lattice tower assembly for a wind turbine |
CA2992451A1 (en) * | 2015-07-13 | 2017-01-19 | Ensco International Incorporated | Floating structure |
AU2016354669A1 (en) * | 2015-11-10 | 2018-06-28 | Seacaptaur Ip Ltd | Spar |
US10112687B2 (en) | 2016-06-22 | 2018-10-30 | Technip France | System and method for conversion of floating drilling platform to floating production platform |
WO2018018104A1 (en) * | 2016-07-26 | 2018-02-01 | Gaia Importação, Exportação E Serviços Ltda. | Offshore deployable floating wind turbine system and method |
CN107792306B (zh) * | 2017-11-24 | 2023-08-15 | 惠生(南通)重工有限公司 | 一种浮力塔平台 |
CN108045517A (zh) * | 2017-12-07 | 2018-05-18 | 上海外高桥造船有限公司 | Spar平台的储油方法 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3500783A (en) * | 1968-07-16 | 1970-03-17 | Hydronautics | Stable ocean platform |
US3572041A (en) * | 1968-09-18 | 1971-03-23 | Shell Oil Co | Spar-type floating production facility |
US4185694A (en) * | 1977-09-08 | 1980-01-29 | Deep Oil Technology, Inc. | Marine riser system |
FR2544688B1 (fr) * | 1983-04-21 | 1986-01-17 | Arles Const Metalliques | Systeme modulaire de production, de stockage et de chargement d'hydrocarbures au large des cotes |
US4702321A (en) * | 1985-09-20 | 1987-10-27 | Horton Edward E | Drilling, production and oil storage caisson for deep water |
US4740109A (en) * | 1985-09-24 | 1988-04-26 | Horton Edward E | Multiple tendon compliant tower construction |
US5118221A (en) * | 1991-03-28 | 1992-06-02 | Copple Robert W | Deep water platform with buoyant flexible piles |
US5558467A (en) * | 1994-11-08 | 1996-09-24 | Deep Oil Technology, Inc. | Deep water offshore apparatus |
US5706897A (en) * | 1995-11-29 | 1998-01-13 | Deep Oil Technology, Incorporated | Drilling, production, test, and oil storage caisson |
US5722797A (en) * | 1996-02-21 | 1998-03-03 | Deep Oil Technology, Inc. | Floating caisson for offshore production and drilling |
US5722492A (en) * | 1996-08-22 | 1998-03-03 | Deep Oil Technology, Incorporated | Catenary riser support |
BR9714113A (pt) * | 1996-12-31 | 2000-03-21 | Shell Int Research | Plataforma de tirante |
-
1998
- 1998-04-27 US US09/067,060 patent/US6206614B1/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-03-18 GB GB9906302A patent/GB2336810B/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-04-16 OA OA9900086A patent/OA11115A/en unknown
- 1999-04-19 BR BR9901363-0A patent/BR9901363A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-04-21 NO NO19991900A patent/NO330461B1/no not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-12-13 US US09/735,788 patent/US20010000718A1/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
OA11115A (en) | 2003-04-04 |
US6206614B1 (en) | 2001-03-27 |
US20010000718A1 (en) | 2001-05-03 |
GB2336810A (en) | 1999-11-03 |
NO991900D0 (no) | 1999-04-21 |
NO991900L (no) | 1999-10-28 |
GB2336810B (en) | 2002-06-26 |
GB9906302D0 (en) | 1999-05-12 |
BR9901363A (pt) | 2000-03-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO330461B1 (no) | Flytende offshore-bore/produksjonskonstruksjon | |
US6652192B1 (en) | Heave suppressed offshore drilling and production platform and method of installation | |
EP1808369B1 (en) | Truss semi-submersible floating structure | |
US6899492B1 (en) | Jacket frame floating structures with buoyancy capsules | |
AU2008239913B2 (en) | Spar structures | |
NO315361B1 (no) | Flytende senkekasse for offshore-produksjon og drilling | |
NO337873B1 (no) | Monokolonne-FPSO | |
NO319971B1 (no) | Offshore-plattform for boring etter eller produksjon av hydrokarboner | |
Xu | A new semisubmersible design for improved heave motion, vortex-induced motion and quayside stability | |
CA2642117C (en) | Semi-submersible vessel, method for operating a semi-submersible vessel and method for manufacturing a semi-submersible vessel | |
US8764346B1 (en) | Tension-based tension leg platform | |
US20010041096A1 (en) | Floating vessel for deep water drilling and production | |
US6220194B1 (en) | Hull construction | |
US5931602A (en) | Device for oil production at great depths at sea | |
US7594836B2 (en) | Floating structure | |
EP0122273A1 (en) | Floating, semi-submersible structure | |
NO337402B1 (no) | Et flytende skrog med stabilisatorparti | |
NO20120012A1 (no) | Seminedsenkbar flytende konstruksjon | |
KR20010108376A (ko) | 원유 생산 라이져용 안내 프레임을 갖춘 시스템, 라이져용안내 프레임, 라이져 부력 요소 및 반잠수형 생산 플랫폼 | |
WO1995028316A1 (en) | A device for oil production at great depths at sea | |
KR102595980B1 (ko) | 착탈 가능한 부력체를 포함하는 반잠수식 해양구조물 | |
GB2371270A (en) | A sleeve in a floating offshore drilling/producing structure | |
GB2339730A (en) | Floating caisson with lower section of reduced cross-sectional diameter | |
KR20200051230A (ko) | 문풀 저항 저감장치 및 이를 구비한 선박 | |
MXPA99006313A (en) | Hull construction |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |