NO332196B1

NO332196B1 - Procedure for installing a flexible, elongated member

Info

Publication number: NO332196B1
Application number: NO20100203A
Authority: NO
Inventors: Trygve Holla
Original assignee: Subsea 7 Norway Nuf
Priority date: 2010-02-10
Filing date: 2010-02-10
Publication date: 2012-07-23
Also published as: WO2011099869A3; WO2011099869A2; NO20100203A1

Abstract

Fremgangsmåte ved installering av et avlangt element (8) mellom en havbunn (B) under en vannmasse (W) og en plattform (2) i vannmassen. Det avlange elementet har en første ende (16) og en andre ende (28). Fremgangsmåten innbefatter opphenging av den første enden (16) i en andre opphengingsinnretning (25) på plattformen, opphenging av den andre enden (28) i en første opphengingsinnretning (15) på plattformen, og føring av den første enden (16) fra den andre opphengingsinnretningen (25) og til et undersjøisk sted (B). Den første enden (16) kan i utgangspunktet henges opp i den første opphengingsinnretningen (15) før den overføres til den andre opphengingsinnretningen (25).Method of installing an elongated element (8) between a seabed (B) below a body of water (W) and a platform (2) in the body of water. The elongate member has a first end (16) and a second end (28). The method includes suspending the first end (16) of a second suspension device (25) on the platform, suspension of the second end (28) of a first suspension device (15) of the platform, and guiding the first end (16) of the second the suspension device (25) and to a subsea location (B). The first end (16) can initially be suspended in the first suspension device (15) before being transferred to the second suspension device (25).

Description

Oppfinnelsen vedrører installering av fleksible, avlange elementer som forbinder en undersjøisk enhet med en plattform i sjøen. Mer særskilt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte ved installering av et fleksibelt, avlangt element, så som et marint stigerør, en umbilical eller en kabel, slik det er definert i innledningen til krav 1. The invention relates to the installation of flexible, elongated elements that connect a subsea unit to a platform in the sea. More specifically, the invention relates to a method for installing a flexible, elongated element, such as a marine riser, an umbilical or a cable, as defined in the introduction to claim 1.

Oppfinnelsens bakgrunn The background of the invention

Kjent teknikk innbefatter installering av marine stigerør, umbilicaler, kabler, etc, som brukes for mange mulige anvendelser i offshore-, olje- og gassindustrien. Prior art includes the installation of marine risers, umbilicals, cables, etc., which are used for many possible applications in the offshore, oil and gas industry.

En vanlig benyttet stigerørutførelse er en såkalt "reversert bøyelig bølge" ("reverse pliant wave"). Det fleksible (bøyelige) stigerøret går fra plattformen og mot et forankringspunkt på havbunnen, og tilbake mot plattformen til en undersjøisk struktur på havbunnen nær plattformen. Et installert reversert bøyelig bølgestigerør er vist i fig. 14. A commonly used riser design is a so-called "reverse pliant wave". The flexible (bendable) riser runs from the platform towards an anchor point on the seabed, and back towards the platform to a subsea structure on the seabed near the platform. An installed reverse bendable wave riser is shown in fig. 14.

En vanlig benyttet metode ved installering av slike stigerør innbefatter utsettelse av en massevekt, ved hjelp av en trinse, fra plattformen på den siden som er motliggende stigerørbalkongen, og forbinde denne vekten med en plattformvinsj. Vinsjkabelen forbindes med det undersjøiske hodet (stigerørets statiske del). Deretter trekker vinsjen stigerøret under plattformen, mens installeringsfartøyet gir ut på stigerøret. Utsettingen av massevekten og forbindelsen med de nødvendige kablene, etc, er tidkrevende, og dermed kostbare, aktiviteter. Fremgangsmåten er også noe unøyaktig, og innbefatter en fare for at det undersjøiske hodet og/eller stigerøret vil støte sammen med og skade utstyr som allerede er installert på havbunnen og plattformen. A commonly used method of installing such risers involves suspending a mass weight, by means of a pulley, from the platform on the side opposite the riser balcony, and connecting this weight to a platform winch. The winch cable is connected to the underwater head (the static part of the riser). The winch then pulls the riser under the platform, while the installation vessel gives out onto the riser. The deployment of the mass and the connection with the necessary cables, etc., are time-consuming, and therefore expensive, activities. The procedure is also somewhat imprecise, and includes a risk that the subsea head and/or riser will collide with and damage equipment already installed on the seabed and platform.

I samsvar med en annen metode blir et hjelpefartøy plassert nær plattformen, på motsatt side av stigerørbalkongen, og det brukes en vinsj og kabel for å trekke det undersjøiske hodet under plattformen, idet installasjonsfartøyet gir ut på stigerøret. Selv om denne fremgangsmåten er mer nøyaktig og pålitelig enn den førstnevnte, så vil kravet om bruk av det ekstra fartøy ofte utelukke denne metoden av kostnadsårsaker. According to another method, an auxiliary vessel is positioned close to the platform, opposite the riser balcony, and a winch and cable is used to pull the subsea head under the platform, with the installation vessel giving out onto the riser. Although this method is more accurate and reliable than the former, the requirement for the use of the additional vessel will often preclude this method for cost reasons.

Publikasjonen US4423984A beskriver, se figurene 19a-19d, en metode for å koble en fluidledning fra en plattform til et undersjøisk koblingspunkt. Publication US4423984A describes, see Figures 19a-19d, a method of connecting a fluid line from a platform to a subsea connection point.

Sammendrag av oppfinnelsen Summary of the invention

Oppfinnelsen er angitt og kjennetegnet i det selvstendige kravet, mens de uselvstendige kravene angir andre inventive kjennetegn. The invention is stated and characterized in the independent claim, while the non-independent claims indicate other inventive characteristics.

Det foreslås således en fremgangsmåte ved installering av et avlangt element mellom en havbunn under en vannmasse og en plattform i vannmassen, hvilket avlange element innbefatter en første ende og en andre ende, kjennetegnet ved A method is thus proposed for installing an elongated element between a seabed under a body of water and a platform in the body of water, which elongated element includes a first end and a second end, characterized by

- opphenging av den første enden i en andre opphengingsinnretning på plattformen, - opphenging av den andre enden i en første opphengingsinnretning på plattformen, og - føring av den første enden fra den andre opphengingsinnretningen og til et undersjøisk sted. - suspending the first end in a second suspension device on the platform, - suspending the second end in a first suspension device on the platform, and - guiding the first end from the second suspension device and to an underwater location.

I én utførelse henges den første enden først opp i den første In one embodiment, the first end is first suspended in the first

opphengingsinnretningen før den overføres til den andre opphengingsinnretningen. the suspension device before it is transferred to the other suspension device.

I én utførelse føres det avlange elementet med sin første ende først inn i vannet fra et installasjonsfartøy, og den første enden forbindes med en første opphengingsinnretning som er tilknyttet plattformen; og det avlange elementet føres inn i vannet mens den første enden henger i den første opphengmgsinnretningen, hvorved en stadig økende del av det avlange elementet plasseres på havbunnen; idet fremgangsmåten videre innbefatter trinnene å: a) forbinde den første enden med en andre opphengingsinnretning som er tilknyttet plattformen, b) forlenge den første opphengingsinnretningen helt til den lasten som utøves av det avlange elementet og den første enden i den første opphengingsinnretningen i hovedsaken er overført til den andre opphengingsinnretningen, og frigjøre den første opphengingsinnretningen fra den første enden, c) forbinde den første opphengingsinnretningen med den nevnte andre enden, d) føre den andre enden inn i vannet helt til den andre enden og en del av det In one embodiment, the elongated member with its first end is first introduced into the water from an installation vessel, and the first end is connected to a first suspension device which is connected to the platform; and the elongate member is introduced into the water while the first end hangs in the first suspension device, whereby an ever-increasing portion of the elongate member is placed on the seabed; the method further comprising the steps of: a) connecting the first end to a second suspension device associated with the platform, b) extending the first suspension device until the load exerted by the elongate member and the first end of the first suspension device is essentially transferred to the second suspension device, and release the first suspension device from the first end, c) connect the first suspension device to said second end, d) lead the second end into the water all the way to the second end and part of it

avlange elementet henger i den første opphengingsinnretningen, the elongated element hangs in the first suspension device,

e) om nødvendig, relokalisere installasjonsfartøyet til en egnet posisjon i forhold til plattformen, f) føre en heiseinnretning fra et fartøy, eksempelvis installasjonsfartøyet, inn i vannet, og forbinde heiseinnretningen med den første enden, g) betjene heiseinnretningen helt til lasten som utøves av den første enden og den tilordnede opphengte delen av det avlange elementet i hovedsaken er overført fra den andre opphengingsinnretningen og til heiseinnretningen, og frigjøre den andre opphengingsinnretningen fra den første enden, og h) plassere den første enden og dens tilordnede del av det avlange elementet på det ønskede stedet på havbunnen. e) if necessary, relocate the installation vessel to a suitable position in relation to the platform, f) lead a lifting device from a vessel, for example the installation vessel, into the water, and connect the lifting device with the first end, g) operate the lifting device up to the load exerted by the first end and the associated suspended portion of the elongate member in the body is transferred from the second suspension device and to the hoisting device, and release the second suspension device from the first end, and h) place the first end and its associated portion of the elongate member on the desired location on the seabed.

I en foretrukket utførelse innbefatter trinn c å føre den første opphengingsinnretningen til en utsettingsinnretning på installasjonsfartøyet, å holde den andre enden, og så gjennomføre forbindelsen. I én utførelse innbefatter trinn d å senke den andre enden i vannet ved hjelp av en opphengingsinnretning på installasjonsfartøyet. In a preferred embodiment, step c includes leading the first suspension device to a launching device on the installation vessel, holding the other end, and then making the connection. In one embodiment, step d includes lowering the other end into the water using a suspension device on the installation vessel.

I én utførelse er oppdriftselementer tilknyttet en del av det avlange elementet, og en del av det avlange elementet er forbundet med et anker på havbunnen. In one embodiment, buoyancy elements are connected to a part of the elongate element, and a part of the elongate element is connected to an anchor on the seabed.

Den andre enden kan trekkes inn og forbindes med egnet utstyr på plattformen på et egnet tidspunkt etter trinn d, og trinnet h kan innbefatte en forbindelse av den første enden med egnet undersjøisk utstyr. The second end may be retracted and connected to suitable equipment on the platform at a suitable time after step d, and step h may include a connection of the first end to suitable subsea equipment.

I én utførelse innbefatter trinn a en forbindelse av et forbindelses element mellom den første enden og den andre opphengingsinnretningen. In one embodiment, step a includes a connection of a connecting element between the first end and the second suspension device.

I én utførelse innbefatter det avlange elementet et fleksibelt element. Det avlange elementet kan være et fleksibelt, rørformet element, så som et marint stigerør. Det avlange elementet kan innbefatte et bøyelig marint stigerør som installeres med en reversert bøyelig bølgeform ("reverse pliant wave"). Det avlange elementet kan omfatte en umbilical eller en kabel. In one embodiment, the elongate member includes a flexible member. The elongate member may be a flexible, tubular member, such as a marine riser. The elongate member may include a flexible marine riser that is installed with a reverse pliant wave. The elongate member may comprise an umbilical or a cable.

En hensikt med oppfinnelsen er å oppnå en installasjonsmetode der det rørformede elementet kan trekkes under plattformes ankerkjettinger, og annet utstyr, på en sikker, pålitelig og effektiv måte. Installasjonsmetoden sparer tid og redusere behovet for antall installasjonsfartøyer, sammenlignet med den kjente teknikk, ettersom det kun er nødvendig med ett installasjonsfartøy. Installasjonsfartøyet kan returnere til plattformen så snart det dynamiske avsnittet av det rørformede elementet er installert, og kan således gjennomføre den resterende installasjonen av det statiske avsnittet. One purpose of the invention is to achieve an installation method where the tubular element can be pulled under platform anchor chains, and other equipment, in a safe, reliable and efficient manner. The installation method saves time and reduces the need for the number of installation vessels, compared to the known technique, as only one installation vessel is required. The installation vessel can return to the platform as soon as the dynamic section of the tubular element is installed, and can thus carry out the remaining installation of the static section.

Kort beskrivelse av figurene Brief description of the figures

De nevnte og andre kjennetegn ved oppfinnelsen vil gå frem av den etterfølgende beskrivelse av et foretrukket utførelses eksempel. Eksemplet er ikke ment å være begrensende. Det vises til tegningen, hvor Fig. 1 er et skjematisk planriss av et installasjonsfartøy og en plattform, og andre komponenter som vedrører installasjonsmetoden, Fig. 2 er et sideriss av en del av installasjonsfartøyet, delvis identifisering i stigerørutsettingsutstyret, The aforementioned and other characteristics of the invention will emerge from the subsequent description of a preferred embodiment example. The example is not intended to be limiting. Reference is made to the drawing, where Fig. 1 is a schematic plan view of an installation vessel and a platform, and other components relating to the installation method, Fig. 2 is a side view of part of the installation vessel, partial identification in the riser deployment equipment,

Fig. 3-5 er skjematiske sideriss som viser ulike trinn i stigerørinstalleringen, Fig. 3-5 are schematic side views showing various steps in the riser installation,

Fig. 6 er et skjematisk sideriss av stigerøropphengingsutstyr på plattformen, Fig. 6 is a schematic side view of riser suspension equipment on the platform,

Fig. 7 er et skjematisk sideriss som viser et trinn under stigerørinstalleringen, Fig. 7 is a schematic side view showing a step during the riser installation,

Fig. 8-10 er sideriss av en del av installasjonsfartøyet, og identifiserer stigerørutsettingsutstyret i forbindelse med videre trinn under stigerørinstalleringen, og Fig. 11, 12 og 14 er skjematiske sideriss, mens fig. 13 er et skjematisk planriss, som belyser ytterligere trinn under stigerørinstalleringen. Fig. 8-10 are side views of part of the installation vessel, and identify the riser deployment equipment in connection with further steps during the riser installation, and Figs. 11, 12 and 14 are schematic side views, while fig. 13 is a schematic floor plan, which illustrates further steps during the riser installation.

Detaljert beskrivelse av et foretrukket utførelseseksempel Detailed description of a preferred embodiment example

Fig. 1 er et skjematisk og forenklet bilde av en flytende plattform 2, med plattformreferanseretninger (nord, øst, syd, vest). Plattformen 2 innbefatter en stigerørbalkong 7, og er forankret i havbunnen ved hjelp av ankerkabler eller Fig. 1 is a schematic and simplified picture of a floating platform 2, with platform reference directions (north, east, south, west). The platform 2 includes a riser balcony 7, and is anchored to the seabed by means of anchor cables or

-kjettinger 3 (bare delvis vist) som går som kjedelinjer mellom hvert hjørne av plattformen og korresponderende ankere på havbunnen (ikke vist). Et installasjonsfartøy 4, med stigerørutsettingsutstyr 5, er plassert i nærheten av plattformen. Et antall installerte stigerør 8, som er tilknyttet ankre 21 på havbunnen, er også vist. Installeringsfremgangsmåten vedrører installeringen av slike stigerør. Fig. 2 viser et typisk stigerørutsettingsutstyr 5, plassert i forbindelse med og delvis over en brønn ("moonpool") 9 på installasjonsfartøyet 4. Dette utstyret, som er kjent, innbefatter nedre og øvre renner 14a, b for føring av stigerøret 8 eksempelvis fra en lagerspole og til en mer eller mindre rett, vertikal form, hvormed stigerøret mates ned gjennom brønnen 9, og inn i vannet W. Det hengende stigerøret bæres av øvre og nedre strammere 10a, b, som også styrer utsettingen av stigerøret gjennom brønnen. Fig. 2 viser også en A&R ("abandonment-and-recovery") kran 12a med tilhørende vinsj 12 og kabel 12c. Det er også vist arbeidsplattformer lia, b så vel som en hengeklemme ("hang-off clamp") 31 og en sentraliserer. En brønnvinsj 9a, med en kabel 9b, er plassert nær brønnen 9. Stigerørutsettingsutstyret 5 er generelt kjent. Fig. 3, som er et sideriss hvor plattformen ses fra nord-retningen (jf. fig. 1), viser et innledende trinn i installeringsprosedyren, hvor installasjonsfartøyet 4 plasseres i en avstand di fra plattformen 2, eksempelvis ca. 50 meter. En fjernstyrt undervannsfarkost (ROV) 18, som styres eksempelvis fra installasjonsfartøyet via en umbilical 18b, er også vist, og den brukes for gjennomføring av deler av dette utførelseseksempelet av fremgangsmåten. -chains 3 (only partially shown) which run as chain lines between each corner of the platform and corresponding anchors on the seabed (not shown). An installation vessel 4, with riser deployment equipment 5, is located near the platform. A number of installed risers 8, which are connected to anchors 21 on the seabed, are also shown. The installation procedure relates to the installation of such risers. Fig. 2 shows a typical riser deployment equipment 5, placed in connection with and partly above a well ("moonpool") 9 on the installation vessel 4. This equipment, which is known, includes lower and upper channels 14a, b for guiding the riser 8, for example from a bearing coil and into a more or less straight, vertical shape, with which the riser is fed down through the well 9, and into the water W. The hanging riser is carried by upper and lower tensioners 10a, b, which also control the deployment of the riser through the well. Fig. 2 also shows an A&R ("abandonment-and-recovery") crane 12a with associated winch 12 and cable 12c. Also shown are work platforms 11a, b as well as a hang-off clamp 31 and a centralizer. A well winch 9a, with a cable 9b, is placed close to the well 9. The riser deployment equipment 5 is generally known. Fig. 3, which is a side view where the platform is seen from the north direction (cf. Fig. 1), shows an initial step in the installation procedure, where the installation vessel 4 is placed at a distance di from the platform 2, for example approx. 50 meters. A remotely operated underwater vehicle (ROV) 18, which is controlled for example from the installation vessel via an umbilical 18b, is also shown, and it is used for carrying out parts of this embodiment of the method.

En plattforminntrekkingskabel 15, som er forbundet med inntrekkingsvinsjen (ikke vist) på plattformen, og innbefatter et forbindelseselement 17, senkes til en egnet dybde i vannet W under overflaten S. Stigerøret 8, som ved sin første ende er utstyrt med et undersjøisk forbindelseselement (heretter benevnt "undersjøisk hode") 16, senkes også ned fra installasjonsfartøyet 4, slik det er forklart foran med henvisning til fig. 2. Inntrekkingsvinsjforbindelseselementet 17 og det undersjøiske hodet 16 senkes til tilnærmet samme dybde i vannet, hvorpå de blir forbundet med hverandre påkjent måte, eksempelvis ved hjelp av ROVen 18. A platform retracting cable 15, which is connected to the retracting winch (not shown) on the platform, and includes a connecting element 17, is lowered to a suitable depth in the water W below the surface S. The riser 8, which is equipped at its first end with an underwater connecting element (hereinafter referred to as "undersea head") 16, is also lowered from the installation vessel 4, as explained above with reference to fig. 2. The retracting winch connection element 17 and the underwater head 16 are lowered to approximately the same depth in the water, after which they are connected to each other in a known manner, for example by means of the ROV 18.

Fig. 4 viser et trinn hvor det undersjøiske hodet 16 er forbundet med inntrekkingskabelen 15 (via forbindelseselementet 17) og installasjonsfartøyet 4 har beveget seg lengre vekk fra plattformen samtidig som stigerøret 8 gis ut. I den viste utførelsen kan avstanden d2mellom plattformen 2 og installasjonsfartøyet 4 være ca. 80 meter, og avstanden å^mellom den laveste delen av stigerøret 8 og havbunnen B kan være ca, 20 meter. En fagperson vil forstå at disse avstandene kan tilpasses aktuelle krav, og kan påvirkes enten ved hjelp av f.eks. installasjonsfartøyets overflatehastighet, stigerørutsettingshastigheten og inntrekkingskabelmanipulering, hver for seg eller i kombinasjon. Fig. 4 shows a step where the underwater head 16 is connected to the retracting cable 15 (via the connection element 17) and the installation vessel 4 has moved further away from the platform at the same time as the riser 8 is released. In the embodiment shown, the distance d2 between the platform 2 and the installation vessel 4 can be approx. 80 metres, and the distance between the lowest part of the riser 8 and the seabed B can be approx. 20 metres. A professional will understand that these distances can be adapted to current requirements, and can be influenced either by means of e.g. installation vessel surface speed, riser deployment speed and pull-in cable manipulation, individually or in combination.

For å vise at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen også kan gjennomføres mellom allerede eksisterende stigerør, viser fig. 4 også et installert stigerør 8', hvor den øvre enden (ikke vist) er trukket inn i plattformens stigerørbalkong 7. Det er montert oppdriftselementer 19 og stigerøret 8' er forbundet med et undersjøisk anker 21 ved hjelp av en klemme 22 og en line 20. Den delen av stigerøret som hviler på havbunnen og som er forbundet med den undersjøiske strukturen (ikke vist i fig. 4), benevnes et statisk avsnitt 8S', mens den delen av stigerøret som henger ned fra plattformen og har den nevnte "reverse pliant wave" (reverserte bøyelige bølgeformen) som følge av bruken av oppdriftselementene, benevnes det dynamiske avsnittet 8a'. To show that the method according to the invention can also be carried out between already existing risers, fig. 4 also an installed riser 8', where the upper end (not shown) is drawn into the platform's riser balcony 7. Buoyancy elements 19 are mounted and the riser 8' is connected to an underwater anchor 21 by means of a clamp 22 and a line 20 . The part of the riser which rests on the seabed and which is connected to the underwater structure (not shown in Fig. 4) is called a static section 8S', while the part of the riser which hangs down from the platform and has the aforementioned "reverse pliant wave" (reversed bendable waveform) as a result of the use of the buoyancy elements, the dynamic section is called 8a'.

Fig. 5 viser tre installeringstrinn for stigerøret 8, som en fortsettelse av det som er vist i fig. 4. Det på forhånd installerte stigerøret 8' er ikke vist, for å forenkle figuren (generelt er allerede installerte stigerør og annet hjelpeutstyr som ikke er vesentlig for forståelse av oppfinnelsen, utelatt i de fleste av figurene). Installasjonsfartøyet 4 beveger seg vekk fra plattformen 2, som vist med pilen M i fig. 5, med samtidig utgiving av stigerøret 8. Fig. 5 shows three installation steps for the riser 8, as a continuation of what is shown in fig. 4. The pre-installed riser 8' is not shown, in order to simplify the figure (in general, already installed risers and other auxiliary equipment which are not essential for understanding the invention are omitted in most of the figures). The installation vessel 4 moves away from the platform 2, as shown by arrow M in fig. 5, with simultaneous release of the riser 8.

I det trinnet som er indikert med (a) i fig. 5, har installasjonsfartøyet beveget seg lengre vekk fra plattformen enn i fig. 4, og en del av stigerøret 8 hviler på havbunnen. Oppdriftselementene 19 og en lineklemme 22 er installert på stigerøret 8, og en massevekt 23, med egnet dimensjonering for de aktuelle forhold og krav, henger i klemmen 22 ved hjelp av en temporær line 24. In the step indicated by (a) in fig. 5, the installation vessel has moved further away from the platform than in fig. 4, and part of the riser 8 rests on the seabed. The buoyancy elements 19 and a line clamp 22 are installed on the riser 8, and a mass weight 23, with suitable dimensions for the relevant conditions and requirements, hangs in the clamp 22 by means of a temporary line 24.

I det trinnet som er indikert med (b) i fig. 5, har installasjonsfartøyet beveget seg enda lenger vekk fra plattformen, og en lengre del av stigerøret 8 enn i foregående trinn hviler nå på havbunnen. In the step indicated by (b) in fig. 5, the installation vessel has moved even further away from the platform, and a longer part of the riser 8 than in the previous step now rests on the seabed.

I trinnet (c) i fig. 5, har installasjonsfartøyet beveget seg enda lengre vekk fra plattformen. Massevekten 23 er landet på havbunnen i nærheten av ankeret 21, hvortil stigerøret skal forbindes, og en enda lengre del av stigerøret 8 enn i de tidligere trinnene, hviler nå på havbunnen. Den permanente linen 20 kan nå installeres (indikert med stiplet linje) og massevekten 23 og en temporær line 24 kan så fjernes, på i og for seg kjent måte. In step (c) in fig. 5, the installation vessel has moved even further away from the platform. The mass weight 23 has landed on the seabed near the anchor 21, to which the riser is to be connected, and an even longer part of the riser 8 than in the previous steps now rests on the seabed. The permanent line 20 can now be installed (indicated by dotted line) and the mass weight 23 and a temporary line 24 can then be removed, in a manner known per se.

Under denne prosedyren som er vist i fig. 5, henger stigerørets undersjøiske hode 16 i vannet i inntrekkingskabelen 15. During this procedure shown in fig. 5, the underwater head 16 of the riser hangs in the water in the pull-in cable 15.

Fig. 6 er et skjematisk sideriss av en del av stigerørbalkongen 7 på plattformen 2, sett i retning av plattform vest (jf. fig. 1), og figuren viser hvordan stigerørets 8 undersjøiske hode 16 nå henger i plattformens inntrekkingskabel 15. En kabel 25, som heretter betegnes som en statisk rigging 25, henger fra plattformen og har en fri ende i nærheten av det undersjøiske hodet 16. På dette trinnet blir en stropp 26 eller et lignende forbindelseselement forbundet mellom det undersjøiske hodet 16 og enden av den statiske riggingen 25. Avstanden mellom den statiske riggingen og det undersjøiske hodet, og derved også den nødvendige lengden for stroppen 26, bestemmes ut fra forholdene. Stroppforbindelsen 26 gjennomføres fortrinnsvis ved hjelp av en ROV eller en lignende innretning. Fig. 6 is a schematic side view of part of the riser balcony 7 on platform 2, seen in the direction of platform west (cf. fig. 1), and the figure shows how the riser 8's underwater head 16 now hangs in the platform's pull-in cable 15. A cable 25 , hereafter referred to as a static rigging 25, hangs from the platform and has a free end near the subsea head 16. At this stage, a strap 26 or similar connecting element is connected between the subsea head 16 and the end of the static rigging 25 .The distance between the static rigging and the underwater head, and thereby also the required length for the strap 26, is determined based on the conditions. The strap connection 26 is preferably carried out using an ROV or a similar device.

Når denne forbindelsen mellom den statiske riggingen 25 og det undersjøiske hodet 16 (og stigerøret 8) er etablert, senkes plattformens inntrekkingskabel 15 videre ned, helt til hele vekten av det undersjøiske hodet og av lengden av stigerøret som befinner seg mellom havbunnen og det undersjøiske hodet (det statiske avsnittet, nærmere beskrevet nedenfor), henger i den statiske riggingen 25. Nå vil inntrekkingskabelen 15 ikke lenger være strekkpåvirket av stigerøret og det undersjøiske hodet, og kan kobles løs fra det undersjøiske hodet. When this connection between the static rigging 25 and the subsea head 16 (and the riser 8) is established, the platform retracting cable 15 is further lowered, up to the full weight of the subsea head and of the length of the riser located between the seabed and the subsea head (the static section, described in more detail below), hangs in the static rigging 25. Now the pull-in cable 15 will no longer be affected by the tension of the riser and the subsea head, and can be disconnected from the subsea head.

Fig. 7 viser hvordan det undersjøiske hodet 16 og en del av stigerøret 8, etter gjennomføringen av den operasjonen som er beskrevet foran i forbindelse med fig. 6, nå henger i den statiske riggingen 25. Den reelle forbindelsen mellom den statiske riggingen og plattformen er utelatt i fig. 7 for å lette oversikten. Den er vist i fig. 6, og vil for øvrig være velkjent for fagpersonen. Fig. 7 shows how the underwater head 16 and part of the riser 8, after carrying out the operation described above in connection with fig. 6, now hanging in the static rigging 25. The actual connection between the static rigging and the platform is omitted in fig. 7 to facilitate the overview. It is shown in fig. 6, and will otherwise be well known to the professional.

Etter forbindelsen mellom lineklemmen 22 og ankeret 21 ved hjelp av den permanente linen 20 og etter en fjerning av massevekten 23, som beskrevet foran i forbindelse med fig. 5, beveger installasjonsfartøyet 4 seg tilbake mot plattformen 2 mens stigerøret 8 fortsatt mates ned i vannet. Denne returbevegelsen, som blant fagfolk betegnes som en "flip-over"-operasjon, betyr at i hovedsaken den dynamiske delen 8d av stigerøret føres ned i vannet, og stigerøret får den kjente reverserte bøyelige bølgeformen ("reverse pliant wave"). After the connection between the line clamp 22 and the anchor 21 by means of the permanent line 20 and after a removal of the mass weight 23, as described above in connection with fig. 5, the installation vessel 4 moves back towards the platform 2 while the riser 8 is still fed into the water. This return movement, which is referred to among those skilled in the art as a "flip-over" operation, means that essentially the dynamic part 8d of the riser is lowered into the water, and the riser acquires the known reverse pliant wave shape.

Installasjonsfartøyet 4 fortsetter sin bevegelse mot plattformen 2 helt til de to fartøyene befinner seg innenfor innbyrdes operativ rekkevidde, for på den måten å kunne overføre den andre enden av stigerøret 8, med et The installation vessel 4 continues its movement towards the platform 2 until the two vessels are within operational range of each other, so as to be able to transfer the other end of the riser 8, with a

plattformforbindelseselement (heretter betegnet som "topsides-hode") 28, fra installasjonsfartøyet 4 og til stigerørbalkongen 7 på plattformen 2. platform connection element (hereinafter referred to as "topsides head") 28, from the installation vessel 4 and to the riser balcony 7 on the platform 2.

Fig. 8 viser en utførelse av stigerørutsettingsutstyret i samsvar med installasjonsfartøyposisjonen som vist i fig. 7, og viser hvordan stigerøret henger i strammerne lia, b, og viser også topsides-hodet 28 i stigerørets andre ende. A&R-kabelen 12c er forbundet med topsides-hodet, og brønnvinsjkabelen 9b er ført ned gjennom brønnen 9 og ned i vannet. Fig. 8 shows an embodiment of the riser deployment equipment in accordance with the installation vessel position as shown in fig. 7, and shows how the riser hangs in the tensioners 1a, b, and also shows the topsides head 28 at the other end of the riser. The A&R cable 12c is connected to the topsides head, and the well winch cable 9b is led down through the well 9 and into the water.

Som vist i fig. 7, trekkes brønnvinsjkabelen 9b - eksempelvis med en ROV 18 - fra installasjonsfartøyet og til enden av inntrekkingskabelen 15, som nå henger fritt i vannet (etter en avlasting av det undersjøiske hodet, som beskrevet foran i forbindelse med fig. 6). Så snart brønnvinsjkabelen 9b er forbundet med inntrelckingskabelen 15, aktiveres brønnvinsjen 9a og inntrekkingsvinsjen slippes, slik at derved inntrekkingskabelen 15 trekkes inn i installasjonsfartøyets brønn 9. Dette er vist i fig. 9, som også viser hvordan brønnvinsjkabelen går i en trinse-og- davit-innretning 9c. Topsides-hodet 28, med et inntrekkingshode 28a, er senket forbi strammerne 10a, b og henger over brønnen i en avhengingsklemme 31. En stålkabel eller en stropp 33 er forbundet med A&R-kabelen 12c, og inntrekkingskabelen 15 hentes med VLS-krankabelen 34. As shown in fig. 7, the well winch cable 9b is pulled - for example with an ROV 18 - from the installation vessel and to the end of the pull-in cable 15, which now hangs freely in the water (after unloading the subsea head, as described above in connection with fig. 6). As soon as the well winch cable 9b is connected to the retracting cable 15, the well winch 9a is activated and the retracting winch is released, so that thereby the retracting cable 15 is pulled into the installation vessel's well 9. This is shown in fig. 9, which also shows how the well winch cable runs in a pulley-and-davit device 9c. The topsides head 28, with a pull-in head 28a, is lowered past the tensioners 10a, b and hangs above the well in a suspension clamp 31. A steel cable or strap 33 is connected to the A&R cable 12c, and the pull-in cable 15 is retrieved with the VLS crane cable 34.

I fig. 10 er både A&R-kabelen 2c (via kabelen 33) og inntrekkingskabelen 15 (som går fra plattformen og opp gjennom brønnen 9) forbundet med topsides-hodet 28 (via inntrekkingshodet 28a). Brønnvinsjkabelen 9b er frigjort fra inntrekkingsvinsj en 15. Nå åpnes avhengingsklemmen 31 og stigerøret og dets topsides-hode 28 senkes på en styrt måte gjennom brønnen og ned i vannet hengende i A&R-kabelen 12c, som gis ut fra A&R-kranen 12a (vist i fig. 8). In fig. 10, both the A&R cable 2c (via the cable 33) and the draw-in cable 15 (which runs from the platform up through the well 9) are connected to the topsides head 28 (via the draw-in head 28a). The well winch cable 9b is released from the pull-in winch 15. Now the suspension clamp 31 is opened and the riser and its topsides head 28 are lowered in a controlled manner through the well and into the water suspended in the A&R cable 12c, which is issued from the A&R crane 12a (shown in Fig. 8).

Topsides-hodet 28 senkes med A&R-kranen ned i vannet helt til topsides-hodet når et dyp cU (se fig. 11) som svarer til den utkjørte lengden av inntrekkingskabelen 15. Hele vekten av topsides-hodet 28 og stigerørets dynamiske avsnitt 8d er nå overført fra A&R-kranen og til inntrekkingskabelen 15. Dybden kan bestemmes avhengig av forholdene, og kan blant annet styres ved å trekke opp inntrekkingskabelen når topsides-hodet senkes. The topsides head 28 is lowered with the A&R crane into the water until the topsides head reaches a depth cU (see Fig. 11) which corresponds to the extended length of the pull-in cable 15. The entire weight of the topsides head 28 and the dynamic section 8d of the riser is now transferred from the A&R crane and to the draw-in cable 15. The depth can be determined depending on the conditions, and can be controlled, among other things, by pulling up the draw-in cable when the topsides head is lowered.

Fig. 11 viser en tilstand hvor hele vekten til topsides-hodet 28 og stigerørets dynamiske avsnitt 8d er overført fra A&R-kranen og til inntrekkingskabelen 15, idet A&R-kabelen er frigjort. (Det undersjøiske hodet 16 henger fremdeles i den statiske riggingen 25, jf. fig. 7 og tilhørende beskrivelse). Både den første enden (det undersjøiske hodet 16) og den andre enden (topsides-hodet 28) på stigerøret 8 henger nå i plattformen 2, og installasjonsfartøyet 4 kan fritt bevege seg. Fig. 11 shows a state where the entire weight of the topsides head 28 and the dynamic section 8d of the riser is transferred from the A&R crane and to the pull-in cable 15, the A&R cable being released. (The underwater head 16 still hangs in the static rigging 25, cf. fig. 7 and associated description). Both the first end (the underwater head 16) and the second end (the topsides head 28) of the riser 8 now hang in the platform 2, and the installation vessel 4 can move freely.

Fordi installasjonsfartøyet nå er frigjort fra stigerøret, kan det brukes i den resterende utsettingsprosedyren for det undersjøiske hodet 16 på havbunnen. For dette formålet kan det også benyttes et annet fartøy, men av operasjonelle grunner (eksempelvis kostnads- og tidsaspekter) vil det være fordelaktig å benytte installasjonsfartøyet 4 for installeringen av det undersjøiske hodet. Because the installation vessel is now freed from the riser, it can be used in the remaining deployment procedure for the subsea head 16 on the seabed. For this purpose, another vessel can also be used, but for operational reasons (for example cost and time aspects) it will be advantageous to use the installation vessel 4 for the installation of the underwater head.

Flg. 12 er et skjematisk sideriss av en del av plattformens stigerørbalkong 7, sett i retningen plattform vest (jf. fig. 1 og 6), og viser hvordan topsides-hodet 28 henger i inntrekkingsvinsjen 15, i en avstand d5under vannflaten. I et praktisk tilfelle vil denne avstanden være i størrelsesordenen 10 meter, Topsides-hodet 28 trekkes imi og forbindes med relevante forbindelser på plattformen på i og for seg kjent måte. Follow 12 is a schematic side view of part of the platform's riser balcony 7, seen in the direction platform west (cf. figs. 1 and 6), and shows how the topsides head 28 hangs in the draw-in winch 15, at a distance d5 below the water surface. In a practical case, this distance will be of the order of 10 meters, the Topsides head 28 is drawn in and connected to relevant connections on the platform in a manner known per se.

Fig. 12 viser også hvordan installasjonsfartøyet 4 har beveget seg fra plattformens Fig. 12 also shows how the installation vessel 4 has moved from the platform

østside og til plattformens sydside, og har lagt ut en krankabel 30 for henting av det undersjøiske hodet 16. Fig. 13 er et grunnriss av i hovedsaken samme tilstand som i fig. 12, og de to figurene viser hvordan krankabelen 30 føres (fortrinnsvis ved hjelp av en ROV 18) til stedet under stigerørbalkongen 7, hvor det undersjøiske hodet 16 henger i den statiske riggingen 25. Fig. 13 indikerer hvordan dette kan gjøres ved å gå under ankerkjettingene 3. Selv om det ikke er vist i fig. 13, kan east side and to the platform's south side, and has laid out a crane cable 30 for retrieving the underwater head 16. Fig. 13 is a ground plan of essentially the same condition as in fig. 12, and the two figures show how the crane cable 30 is guided (preferably by means of an ROV 18) to the place under the riser balcony 7, where the subsea head 16 hangs in the static rigging 25. Fig. 13 indicates how this can be done by going under the anchor chains 3. Although not shown in fig. 13, can

installasjonsfartøyet 4 også, alt avhengig av de operative forhold, plasseres på plattformens vestside, og ROVen 18 kan føre krankabelen 30 under plattformen. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjør det mulig på en sikker og effektiv måte å kunne manøvrere det undersjøiske hodet i nærheten av plattformen uten å forstyrre ankerkjettinger, andre stigerør, eller ande gjenstander som er tilknyttet plattformen. the installation vessel 4 is also, depending on the operational conditions, placed on the platform's west side, and the ROV 18 can guide the crane cable 30 under the platform. The method according to the invention makes it possible in a safe and efficient way to be able to maneuver the underwater head in the vicinity of the platform without disturbing anchor chains, other risers or other objects connected to the platform.

Fig. 12 viser hvordan, i en praktisk situasjon, en pilotlinje 30a som er lettere å håndtere med ROVen, først tilknyttes krankabelen 30, hvoretter krankabelen 30 forbindes med det undersjøiske hodet, mens dette fremdeles henger i den statiske riggingen. Fig. 12 shows how, in a practical situation, a pilot line 30a which is easier to handle with the ROV, is first connected to the crane cable 30, after which the crane cable 30 is connected to the underwater head, while this is still hanging in the static rigging.

Når krankabelen 30 er forbundet med det undersjøiske hodet 16, kan dette plasseres på ønsket sted på havbunnen ved hjelp av installasjonsfartøyet 4, trekkes inn og forbindes med en undersjøisk struktur 32, skjematisk vist i fig. 14. When the crane cable 30 is connected to the underwater head 16, this can be placed at the desired location on the seabed with the help of the installation vessel 4, pulled in and connected to an underwater structure 32, schematically shown in fig. 14.

Installeringen i samsvar med oppfinnelsen kan oppsummeres med følgende hovedpunkter: • Plattformen 2 fører ut inntrekkingskabel 15 til et ønsket dyp i vannet (dybden bestemmes av lengden til stigerørets statiske del), og installasjonsfartøyet 4 mater ut stigerøret 8 med det undersjøiske hodet 16 til et dyp i samsvar med irintrekkiiigskabelens dybde (fig. 3). The installation in accordance with the invention can be summarized with the following main points: • The platform 2 leads out the pull-in cable 15 to a desired depth in the water (the depth is determined by the length of the static part of the riser), and the installation vessel 4 feeds out the riser 8 with the underwater head 16 to a depth in accordance with the depth of the traction cable (fig. 3).

• Det undersjøiske hodet 16 forbindes med inntrekkingskabelen 15. • The underwater head 16 is connected to the retracting cable 15.

• Installasjonsfartøyet 4 fortsetter utgivingen av stigerøret 8, idet det beveger seg vekk fra plattformen 2. Det undersjøiske hodet 16 henger i • The installation vessel 4 continues the release of the riser 8, as it moves away from the platform 2. The subsea head 16 hangs in

plattforminntrekkingskabelen 15 (fig. 5). the platform retracting cable 15 (fig. 5).

• En økende lengde av stigerørets statiske del 8S legges på havbunnen. Lineklemmen 22, den temporære linen 24 og massevekten 23 tilknyttes stigerøret på det egnede (forhåndsbestemte) stedet. Oppdriftselementer 19 tilknyttes stigerøret 8 over lineklemmen 22. Prosedyren fortsetter helt til massevekten 33 har landet på havbunnen, i nærheten av det permanente ankeret 21 (fig. 5, posisjon (c)). • Lineklemmen 22 forbindes med ankeret 21 ved hjelp av den permanente linen 20. Massevekten 23 og den temporære linen 24 fjernes deretter. • Installasjonsfartøyet 4 gjennomfører en "flip-over"-manøver, dvs. beveger seg tilbake mot plattformen 2, og legger ut stigerørets dynamiske del 8<j med en reversert bøyelig bølgeform (fig. 7). • Stroppen 26 forbindes mellom stigerørhodet 16 og den statiske riggingen 25 på plattformen 2 (fig. 6). Inntrekkingsvinsj en på plattformen gir ut inntrekkingskabel 15 helt til vekten av stigerørets undersjøiske ende (inkludert hodet 16) er overført til den statiske riggingen 26. Inntrekkingsvinsjen løskobles fra det undersjøiske hodet • An increasing length of the riser's static part 8S is laid on the seabed. The line clamp 22, the temporary line 24 and the mass weight 23 are attached to the riser at the appropriate (predetermined) location. Buoyancy elements 19 are connected to the riser 8 above the line clamp 22. The procedure continues until the mass weight 33 has landed on the seabed, near the permanent anchor 21 (fig. 5, position (c)). • The line clamp 22 is connected to the anchor 21 by means of the permanent line 20. The mass weight 23 and the temporary line 24 are then removed. • The installation vessel 4 carries out a "flip-over" maneuver, i.e. moves back towards the platform 2, and lays out the riser's dynamic part 8<j with a reversed flexible waveform (fig. 7). • The strap 26 is connected between the riser head 16 and the static rigging 25 on the platform 2 (fig. 6). A pull-in winch on the platform issues pull-in cable 15 until the weight of the riser's underwater end (including the head 16) is transferred to the static rigging 26. The pull-in winch is disconnected from the underwater head

16 (fig. 7). 16 (fig. 7).

• Inntrekkingskabelen 15 tas om bord på installasjonsfartøyet 4, eksempelvis ved hjelp av brønnkabelen 9b gjennom brønnen 9, ved hjelp av ROVen 18 (fig. 7 og 9). • Utsettingen av stigerøret 8 fortsetter helt til topsides-hodet 28 har nådd strammerne 10a, b. A&R-kabelen 12c på installasjonsfartøyet forbindes med topsides-hodet 28, og dette senkes forbi strammerne (eksempelvis til hengeklemmen 31). Inntrekkingskabelen 15 forbindes med topsides-hodet 28 (fig. 10). • Topsides-hodet 28 senkes i vannet (med A&R-vinsjkabelen 12b, c) helt til vekten av stigerørets dynamiske del 8d (inkludert topsides-hodet 28) er overført til inntrekkingskabelen 15. A&R-kabelen frikobles (fig. 11). • Installasjonsfartøyet 4 beveger seg til det ønskede stedet, og gir ut installasjonskrankabelen 30 (eventuelt ved hjelp av pilotlinen 30a) og kabelen forbindes med det undersjøiske hodet 16 som henger i den statiske riggingen 25. Posisjoneringen av krankabelen 30 skjer eksempelvis ved hjelp av ROV 18, som går under ankerkjettingene 3, etc. Krankabelen 30 strammes slik at derved lasten fjernes fra den statiske riggingen. Den statiske riggingen 25 frigjøres fra det undersjøiske hodet 16, som nå henger i krankabelen 30 (fig. 12 og 13). • Det undersjøiske hodet 16 plasseres på det ønskede sted på havbunnen (fig. 14) ved hjelp av installasjonsfartøyet 4 og krankabelen 30. • The pull-in cable 15 is taken on board the installation vessel 4, for example with the help of the well cable 9b through the well 9, with the help of the ROV 18 (fig. 7 and 9). • The deployment of the riser 8 continues until the topsides head 28 has reached the tensioners 10a, b. The A&R cable 12c on the installation vessel is connected to the topsides head 28, and this is lowered past the tensioners (for example to the suspension clamp 31). The pull-in cable 15 is connected to the topsides head 28 (fig. 10). • The topsides head 28 is lowered into the water (with the A&R winch cable 12b, c) until the weight of the riser's dynamic part 8d (including the topsides head 28) is transferred to the retracting cable 15. The A&R cable is released (fig. 11). • The installation vessel 4 moves to the desired location, and releases the installation crane cable 30 (possibly with the help of the pilot line 30a) and the cable is connected to the underwater head 16 which hangs in the static rigging 25. The positioning of the crane cable 30 takes place, for example, with the help of the ROV 18 , which goes under the anchor chains 3, etc. The crane cable 30 is tightened so that the load is thereby removed from the static rigging. The static rigging 25 is released from the underwater head 16, which now hangs in the crane cable 30 (fig. 12 and 13). • The underwater head 16 is placed at the desired location on the seabed (fig. 14) using the installation vessel 4 and the crane cable 30.

Selv om oppfinnelsen foran er beskrevet i forbindelse med en flytende plattform, så vil en fagperson forstå at oppfinnelsen også kan anvendes i forbindelse med andre marine strukturer, enten flytende plattformer eller strukturer som hviler på havbunnen. Although the invention above is described in connection with a floating platform, a person skilled in the art will understand that the invention can also be used in connection with other marine structures, either floating platforms or structures resting on the seabed.

Selv om oppfinnelsen foran er beskrevet i forbindelse med utsetting av stigerør, hvor stigerøret føres inn i vannet gjennom en brønn, skal oppfinnelsen ikke være begrenset til slike stigerørutsettingsmetoder og -utstyr. Although the invention is described above in connection with the deployment of a riser, where the riser is led into the water through a well, the invention shall not be limited to such riser deployment methods and equipment.

En fagperson vil forstå at figurene er skjematiske og ikke i målestokk, og at de viser trekk som er relevante for forståelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Eksempelvis er allerede installerte stigerør og plattformankerkjettinger utelatt i noen av figurene. A person skilled in the art will understand that the figures are schematic and not to scale, and that they show features that are relevant for understanding the method according to the invention. For example, already installed risers and platform anchor chains are omitted in some of the figures.

Selv om oppfinnelsen foran er beskrevet i forbindelse med installeringen av et marint stigerør, kan fremgangsmåten også brukes for installeringen av andre fleksible og avlange elementer, så som umbilicaler og ledninger. Although the invention is described above in connection with the installation of a marine riser, the method can also be used for the installation of other flexible and elongated elements, such as umbilicals and cables.

Claims

1. Method of installing an elongated element (8) between a seabed (B) under a body of water (W) and a platform (2) in the body of water, which elongated element includes a first end (16) and a second end (28), characterized by- suspension of the first end (16) in a second suspension device (25) on the platform, - suspension of the second end (28) in a first suspension device (15) on the platform, and - guiding the first end (16) from the second suspension device (25) and to an underwater location (B), and - where the first end (16) initially hangs in the first suspension device (15) before being transferred to the second suspension device (25).

2. Method according to claim 1, characterized in that the starting point where the first end (16) hangs in the first suspension device (15) is provided by - the elongated element (8) is guided with its first end (16) first into the water (W) from an installation vessel (4), and that the first end (16) is connected to a first suspension device (15) which is connected to the platform (2), and - the elongated element (8) is introduced into the water while the first end (16) hangs in the first suspension device (15) ), whereby an increasing part of the elongated element (8) is placed on the seabed (B).

3. Method according to claim 1, characterized in that the transfer of the first end (16) to the second suspension device (25) comprises a) connection (26) of the first end (16) with a second suspension device (25) which is connected to the platform (2), and b) execution of the first suspension device (15) until the load which the elongated element (8) and the first end (16) exert on the first suspension device (15) is essentially transferred to the second suspension device (25), and release of the first suspension device (15) from the first end.

4. Method according to claim 1, characterized in that the suspension of the second end (28) in a first suspension device (15) on the platform comprises c) connection of the first suspension device (15) with the second end (28), d) guiding the second end (28) imi in the water until the other end (28) and part (8d) of the elongated element hangs in the first suspension device (15), and e) if necessary, relocating the installation vessel (4) to a suitable position in relation to the platform (2).

5. Method according to claim 1, characterized in that guiding the first end (16) from the second suspension device (25) and to an underwater location (B) comprises f) guiding a lifting device (30) from a vessel, for example the installation vessel, into the water, and connection of the lifting device (30) with the first end (16), g) operation of the lifting device (30) until the load exerted by the first end (16) and the associated hanging part of the elongated element (8) in the main case has been transferred from the second suspension device (25) and to the hoisting device (30), and releasing the second suspension device (25) from the first end (16), and h) positioning the first end (16) and the associated part of the elongate member (8) at the desired location (32) on the seabed.

6. Method according to claim 4, characterized in that step c includes guiding the first suspension device (15) to the launching device (5) on the installation vessel (4), holding the other end (28), and then carrying out the connection.

7. Method according to claim 4 or 6, characterized in that step d includes lowering the other end (28) into the water using a suspension device (12a, b, c) on board the installation vessel (4).

8. Method according to one of the preceding claims, characterized in that buoyancy elements (19) are connected to a part of the elongated element (8), and that a part of the elongated element (8) is attached (22, 20) to an anchor (21) on the seabed.

9. Method according to claim 4 or 7, characterized in that the other end (28) is drawn in and connected to relevant equipment on the platform (2), at a suitable time after step d.

10. Method according to claim 5, characterized in that step h includes connection of the first end (16) with suitable underwater equipment (32).

11. Method according to claim 3, characterized in that step a includes connection of a connection element (26) between the first end (16) and the second suspension device (25).

12. Method according to one of the preceding claims, characterized in that the elongated element (8) includes a flexible element.

13. Method according to one of the preceding claims, characterized in that the elongated element (8) includes a flexible, tubular element, such as a marine riser.

14. Method according to one of the preceding claims, characterized in that the elongated element (8) includes a flexible marine riser which is installed with a reversed flexible waveform.

15. Method according to one of the preceding claims, characterized in that the elongated element (8) includes an umbilical or a wire.