NO337428B1

NO337428B1 - Marine platform

Info

Publication number: NO337428B1
Application number: NO20140846A
Authority: NO
Inventors: Jon E Khachaturian
Original assignee: Jon E Khachaturian
Priority date: 2000-10-20
Filing date: 2014-07-02
Publication date: 2016-04-11
Also published as: ATE499488T1; DE60144103D1; NO20140846L

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

Den foreliggende oppfinnelse vedrører flytende marine plattformer i dyp-vannsomgivelser (for eksempel over 1500 fot eller 450 meter). Mer spesielt vedrø-rer den foreliggende oppfinnelse en ny flerbøyeplattformenhet (apparat) som bærer en plattform med et flertall bøyer. The present invention relates to floating marine platforms in deep-water environments (for example above 1500 feet or 450 meters). More particularly, the present invention relates to a new multi-bend platform unit (apparatus) which carries a platform with a plurality of bends.

Det er også omtalt en fremgangsmåte hvori flere bøyer kan anvendes som del av en installasjonsmetode for å anbringe en marin plattform-enhetbærer i form av en enhetsøyle ("spar support"). Also described is a method in which several buoys can be used as part of an installation method for placing a marine platform unit carrier in the form of a unit column ("spar support").

En ny spesielt konfigurert flerinnretningsbærer som muliggjør erstatning av en innretning mens de andre bærer plattformen er videre omtalt. A new specially configured multi-device carrier that enables the replacement of one device while the others carry the platform is further discussed.

Mange typer av marine plattformer er blitt konstruert, patentert og anvendt kommersielt. Marine plattformer har typisk form av enten faste plattformer som inkluderer en stor undervannsbærende struktur eller "kappe" eller en flytende plattform med en neddykkbar bærer. Enkelte ganger benevnes disse plattformer halvt nedsenkbare rigger. Many types of marine platforms have been designed, patented and used commercially. Marine platforms typically take the form of either fixed platforms that include a large underwater supporting structure or "shell" or a floating platform with a submersible carrier. Sometimes these platforms are called semi-submersible rigs.

Oppjekkbare lektere er en ytterligere type av plattform som kan anvendes i en offshore marin omgivelse for boring/produksjon. Oppjekkbare lektere har en lekter med lange ben som kan heises opp for flytting og senkes ned for å heve lekteren opp fra vannet. Jack-up barges are a further type of platform that can be used in an offshore marine environment for drilling/production. Jack-up barges have a barge with long legs that can be raised for moving and lowered to raise the barge out of the water.

Andre typer av plattformer for dypt vann (1500 fot eller 450 meter eller dyp-ere) er blitt patentert. September 2000 utgaven av offshore Magazine viser mange flytende offshoreplattformer for bruk i dypvannsboring og/eller produksjon. Noen av de følgende patenter vedrører offshore plattformer, idet noen av dem er offshoreplattformer av bøyetypen, idet alle disse herved innlemmes som referanse. Andre patenter er utstedt som vedrører generelt flytende strukturer, og inkluderer noen patenter som viser strukturer som ikke ville være egnet for bruk i olje- og gassbrønnboring og/eller produksjon. Other types of deep water platforms (1500 feet or 450 meters or deep-ers) have been patented. The September 2000 issue of Offshore Magazine features many floating offshore platforms for use in deepwater drilling and/or production. Some of the following patents relate to offshore platforms, as some of them are offshore platforms of the buoy type, all of which are hereby incorporated by reference. Other patents have been issued that relate generally to floating structures, and include some patents that show structures that would not be suitable for use in oil and gas well drilling and/or production.

Et av problemene med marine plattformkonstruksjoner av typen med enkel flottør er at den enkle flottør må være enorm og således meget dyr å produsere, transportere og installere. I en marin omgivelse må en slik struktur bære en olje-og gassbrønnborerigg eller produksjonsplattform som veier mellom 5.000 og 40.000 tonn eller endog for eksempel en samlet vekt på mellom 500 og 100.000 tonn. One of the problems with marine platform constructions of the simple float type is that the simple float must be enormous and thus very expensive to manufacture, transport and install. In a marine environment, such a structure must support an oil and gas well drilling rig or production platform weighing between 5,000 and 40,000 tonnes or even, for example, a total weight of between 500 and 100,000 tonnes.

US 5553977 A beskriver en marin plattformenhet med et flertall bøyer, en plattform med produksjonsanlegg med en perifer del som inkluderer et flertall forbindelsesposisjoner med en forbindelsesposisjon for hver bøye og en leddforbindelse som forbinder hver bøye til plattformen ved en respektiv forbindelsesposisjon. US 5553977 A describes a marine platform assembly with a plurality of buoys, a production plant platform with a peripheral part including a plurality of connection positions with a connection position for each buoy and an articulated connection connecting each buoy to the platform at a respective connection position.

US 4930938 A beskriver en marin plattform med en første og en andre for-bindelsesanordning som forbinder plattformens dekk med en flytende eller bunn-fast jacket. Forbindelsesanordningene utgjør frigjørbare ledd. US 4930938 A describes a marine platform with a first and a second connecting device which connects the deck of the platform with a floating or bottom-fixed jacket. The connecting devices form releasable joints.

KORT OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN BRIEF SUMMARY OF THE INVENTION

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en marin plattform, omfattende: The objectives of the present invention are achieved by a marine platform, comprising:

a) et flertall av individuelle bøyer a) a plurality of individual buoys

b) en plattform med en olje- og gassbrønnproduserende fasilitet og et periferisk parti som innbefatter et flertall av forbindelsesposisjoner, en forbindelsesposisjon for hver bøye; og videre kjennetegnet ved c) et flertall av forbindelser som forbinder bøyene til plattformen ved respektive forbindelsesposisjoner, hver forbindelse tillater bøyebevegelse indusert ved sjøens bevegelse mens sjøens bevegelsesvirkning på plattformen reduseres; og d) forbindelsen innbefatter første og andre forbindelsesanordninger som mu-liggjør fjerning av en av forbindelsesanordningen for vedlikehold, den andre anordning forbinder bøyen til plattformen under slikt vedlikehold. b) a platform with an oil and gas well producing facility and a peripheral portion including a plurality of connection positions, one connection position for each buoy; and further characterized by c) a plurality of connections connecting the buoys to the platform at respective connection positions, each connection allowing buoy movement induced by sea motion while reducing the sea motion effect on the platform; and d) the connection includes first and second connection devices which enable the removal of one of the connection devices for maintenance, the other device connecting the buoy to the platform during such maintenance.

Foretrukne utførelsesformer av den marine plattformen er videre utdypet i kravene 2 til og med 18. Preferred embodiments of the marine platform are further elaborated in claims 2 to 18 inclusive.

Det er omtalt en forbedret offshore marine plattform (og fremgangsmåte for installasjon) som kan anvendes for boring for olje- og/eller gass eller i produksjon av olje og gass fra en offshore omgivelse. Slike bore- og/eller produksjonsanlegg veier typisk mellom 500 og 100.000 tonn, mer vanlig mellom 3.000 og 50.000 tonn. An improved offshore marine platform (and method for installation) is discussed which can be used for drilling for oil and/or gas or in the production of oil and gas from an offshore environment. Such drilling and/or production facilities typically weigh between 500 and 100,000 tonnes, more commonly between 3,000 and 50,000 tonnes.

Enheten tilveiebringer således en marin plattform som omfatter et flertall av bøyer i avstand fra hverandre og et overbygg med en periferi som inkluderer et flertall festeposisjoner, med en festeposisjon for hver bøye. En leddet forbindelse forener hver bøye til plattformoverbygget. The unit thus provides a marine platform comprising a plurality of buoys spaced apart and a superstructure with a periphery including a plurality of attachment positions, with one attachment position for each buoy. An articulated connection joins each buoy to the platform superstructure.

Apparatet anvender leddede forbindelser mellom den neddykkede del av hver bøye og overbygget for å minimere eller redusere bølgeinduserte overstellbe-vegelser under enhetens brukstid. The device uses hinged connections between the submerged part of each buoy and the superstructure to minimize or reduce wave-induced overturning movements during the unit's service life.

Hver av bøyene vil bevege seg på grunn av strøm og/eller vind og/eller bøl-geinnvirkning eller på grunn av andre dynamiske marine miljøfaktorer. "Leddet forbindelse" som anvendt heri skal forstås som angivelse av en hvilken som helst forbindelse eller kopling som forbinder en bøye til overbygget, overfører aksialkrefter og skjærkrefter, og tillater at bærebøyen eller bøyene kan bevege seg i forhold til overbygget uten separasjon, og hvori bøyemomentet overført til overbygget fra en av de således forbundne bøyer eller fra flere av de således forbundne bøyer er redusert, minimert eller hovedsakelig eliminert. "Leddet forbindelse" kan også være en kopling som bevegbart forbinder en bøye til et overbygg hvori aksiale og tang-entiale krefter i stor grad blir overført, mens imidlertid overføring av bøyemoment er vesentlig redusert eller minimert gjennom koplingen som tillater relativ bevegelse mellom bøyen og overbygget. Each of the buoys will move due to current and/or wind and/or wave action or due to other dynamic marine environmental factors. "Hinged connection" as used herein shall be understood to mean any connection or coupling which connects a buoy to the superstructure, transmits axial and shear forces, and permits the supporting buoy or buoys to move relative to the superstructure without separation, and in which the bending moment transferred to the superstructure from one of the buoys thus connected or from several of the buoys thus connected is reduced, minimized or mainly eliminated. "Hinged connection" may also be a coupling which movably connects a buoy to a superstructure in which axial and tangential forces are largely transferred, while, however, transmission of bending moment is substantially reduced or minimized through the coupling which allows relative movement between the buoy and the superstructure .

En forbindelse (som kan være en leddet forbindelse) forbinder hver bøye til plattformen i en respektiv festeposisjon, idet forbindelsen tillater bøyebevegelser indusert av sjøtilstanden mens virkningene på plattformen minimeres. A connection (which may be an articulated connection) connects each buoy to the platform in a respective attachment position, the connection allowing buoy movements induced by the sea state while minimizing the effects on the platform.

Enheten tilveiebringer en marin plattform som ytterligere kan omfatte en for-tøyning som strekker seg fra et flertall av bøyene for å holde plattformen og bøy-ene til en ønsket lokalisering. The unit provides a marine platform which may further include a mooring extending from a plurality of buoys to hold the platform and buoys to a desired location.

Det er videre omtalt en marin plattform hvori hver av de leddede forbindelser inkluderer tilsvarende konkave og konvekse inngrepsdeler. Det er også vist til en kopling av universaltypen. A marine platform is further discussed in which each of the articulated connections includes corresponding concave and convex engagement parts. A universal type coupling is also shown.

En marin plattform kan ha bøyer med konvekse leddeler og plattformen har tilsvarende formede konkave leddede deler. A marine platform may have buoys with convex joint parts and the platform has correspondingly shaped concave joint parts.

Hver bøye kan forsynes med en konkav leddende del og plattformen med en konveks leddende del. Each buoy can be provided with a concave conductive part and the platform with a convex conductive part.

Hver bøye kan ha en høyde og en diameter. Høyden kan være mye større enn diameteren for hver av bøyene. Each buoy can have a height and a diameter. The height can be much greater than the diameter for each of the bends.

Hver bøye har foretrukket en diameter mellom 7,62 meter og 30,48 meter. Each buoy has a preferred diameter between 7.62 meters and 30.48 meters.

Apparatet tilveiebringer foretrukket et flertall bøyer, hvori hver bøye har høyde mellom 30,48 meter og 152,4 meter. The apparatus preferably provides a plurality of buoys, in which each buoy has a height between 30.48 meters and 152.4 meters.

Bøyene kan ha en generelt ensartet diameter langs en hoveddel av bøyen. Hver bøye kan ha en variabel diameter. The buoys may have a generally uniform diameter along a main part of the buoy. Each buoy can have a variable diameter.

Hver bøye har generell sylindrisk form. Hver bøye kan imidlertid enkelt forsynes med en øvre endedel som har generell sylindrisk form. Each buoy has a general cylindrical shape. However, each buoy can easily be provided with an upper end part which has a general cylindrical shape.

Det kan være minst tre bøyer og minst tre festeposisjoner, foretrukket fire bøyer og fire festeposisjoner. There can be at least three buoys and at least three attachment positions, preferably four buoys and four attachment positions.

Hver leddet forbindelse er foretrukket halvkuleformet for den øvre endedel av hver bøye og der er en tilsvarende konkav formet mottaksdel på plattformen som passer til overflaten av hver halvkuleformet øvre endedel. Each hinged connection is preferably hemispherical for the upper end part of each buoy and there is a corresponding concave shaped receiving part on the platform which fits the surface of each hemispherical upper end part.

Forbindelsen kan også være i form av en universalkopling. Forbindelsen kan også være i form av første og andre innretninger som tilveiebringer "reserve" eller overflødighet som tillater en innretning etterses mens den andre bærer plattformen. Et første universalledd kan foretrukket bære belastning mellom plattformen og hver bøye over en lang tidsperiode. I det tilfelle at den første innretning må erstattes eller etterses belaster et jekkarrangement den andre innretning slik at den første kopling ikke bærer belastning og kan fjernes. Innretningene kan inkludere en indre innretning og en ytre innretning. "Innretningene" kan være leddede innretninger som for eksempel universalinnretninger. The connection can also be in the form of a universal coupling. The connection may also be in the form of first and second devices that provide "spare" or redundancy that allows one device to be inspected while the other carries the platform. A first universal joint can preferably carry the load between the platform and each buoy over a long period of time. In the event that the first device has to be replaced or serviced, a jack arrangement loads the second device so that the first coupling does not carry a load and can be removed. The devices may include an internal device and an external device. The "devices" can be articulated devices such as universal devices.

Plattformen kan bestå av et fagverksdekk. Det fagverksdekket har foretrukket nedre horisontale elementer, øvre horisontale elementer og et flertall skråele-menter som spenner mellom øvre og nedre horisontale elementer, og hvori feste-posisjonene ligger på det nedre horisontale element. The platform can consist of a truss deck. The truss deck has preferred lower horizontal elements, upper horizontal elements and a plurality of inclined elements that span between upper and lower horizontal elements, and in which the fastening positions are located on the lower horizontal element.

Enheten kan bære en olje- og gassbrønn bore- og/eller produksjonsplattform som veier mellom 500 og 100.000 tonn, mer spesielt som veier mellom 3.000 og 50.000. The unit can carry an oil and gas well drilling and/or production platform weighing between 500 and 100,000 tonnes, more specifically weighing between 3,000 and 50,000.

En fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at den muliggjør at det kan anvendes mindre, flere mindre skrogkomponenter for å bære overbygget sammenlignet med en eneste søyle- eller eneste bøyeflottør. An advantage of the present invention is that it enables smaller, more smaller hull components to be used to support the superstructure compared to a single column or single buoy float.

En fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at overstellets vinkelbevegelse kan reduseres sammenlignet med overstellets vinkelbevegelse med en enkelt søyleflottør med sammenlignbar vekt. An advantage of the present invention is that the angular movement of the superstructure can be reduced compared to the angular movement of the superstructure with a single column float of comparable weight.

Med den foreliggende oppfinnelse er der hovedsakelig ikke noe bøyemo-ment eller minimums bøyemoment overført mellom hver bøye og strukturen som bæres. Den foreliggende oppfinnelse minimerer eller hovedsakelig eliminerer således momentoverføring ved den leddede forbindelse som er dannet mellom hver bøye og strukturen som bæres. Bøyene er således hovedsakelig fri til å bevege seg i en hvilken som helst retning i forhold til den struktur eller belastning som bæres med unntakelse av bevegelse som ville separere en bøye fra strukturen som bæres. With the present invention, there is essentially no bending moment or minimum bending moment transferred between each buoy and the structure being supported. The present invention thus minimizes or substantially eliminates moment transfer at the articulated connection formed between each buoy and the structure being supported. Thus, the buoys are essentially free to move in any direction relative to the structure or load being carried with the exception of movement that would separate a buoy from the structure being carried.

Den foreliggende oppfinnelse har spesiell anvendelse ved understøttelse av olje- og gassbrønnbore-anlegg og olje- og gassbrønn boreproduksjonsanlegg. Enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse er særlig til nytte i meget dypt vann, for eksempel på mer enn 1.500 fot eller 450 meter. The present invention has particular application when supporting oil and gas well drilling facilities and oil and gas well drilling production facilities. The device according to the present invention is particularly useful in very deep water, for example at more than 1,500 feet or 450 meters.

Den foreliggende oppfinnelse er også til spesiell nytte i tropiske omgivelser (for eksempel Vest Afrika og Brasil) hvor miljøet frembringer langperiodiske døn-ningsvirkninger. The present invention is also of particular use in tropical environments (for example West Africa and Brazil) where the environment produces long-period swell effects.

Det er videre omtalt en fremgangsmåte for å installer et olje- gassbrønnan-legg som for eksempel boreanlegg eller produksjonsanlegg på en plattform i et offshore dypvanns marint miljø. Betegnelsen "dypvanns" som anvendt heri angir vanndybder på mer enn 1500 fot eller 450 meter. A method for installing an oil and gas well facility such as a drilling facility or production facility on a platform in an offshore deep-water marine environment is also discussed. The term "deep water" as used herein denotes water depths of more than 1,500 feet or 450 meters.

Fremgangsmåten kan medomfatte anbringelse av et flertall bøyer ved en valgt offshore lokalitet, idet en del av hver av bøyene befinner seg under vann. Et overbygg strekker seg over vannet og inkluderer en plattform med et olje- og gass-brønnanlegg. Et slikt anlegg kan inkludere oljebrønnboring, oljebrønnproduksjon, eller en kombinasjon av oljebrønnboring og produksjon. Plattformen og dens anlegg kan fløtes til en valgt lokalitet. Plattformen inkluderer en periferisk del med et flertall festeposisjoner, med en festeposisjon for hver bøye. The method may also include placing a plurality of buoys at a selected offshore location, with a part of each of the buoys being underwater. A superstructure extends over the water and includes a platform with an oil and gas well system. Such a facility may include oil well drilling, oil well production, or a combination of oil well drilling and production. The platform and its facilities can be floated to a chosen location. The platform includes a peripheral portion with a plurality of attachment positions, with one attachment position for each buoy.

Når bøyene og plattformen befinner seg i en ønsket posisjon blir plattformen ballaster! i forhold til bøyene inntil bøyene forbindes med plattformen. Denne forbindelse kan oppnås enten ved ballasting av plattformen i retning nedover (som for eksempel bruk av en ballastert transportlekter), eller ved å ballastere bøyene til en høyere posisjon, slik at de kommer i kontakt med den understøttede plattform. When the buoys and the platform are in a desired position, the platform becomes ballast! in relation to the buoys until the buoys are connected to the platform. This connection can be achieved either by ballasting the platform in a downward direction (such as using a ballasted transport barge), or by ballasting the buoys to a higher position, so that they come into contact with the supported platform.

Bøyene kan være langstrakte, sylindrisk formede bøyer, hver med en diameter på for eksempel 5 meter til 35 meter og en høyde på foretrukket mellom 30 meter og 155 meter. Hver av bøyene kan ha en øvre del med mindre diameter som inkluderer en konnektor. Konnektoren kan ha konveks form og være leddet med en tilsvarende formet konkav konnektor på plattformen. The buoys can be elongated, cylindrically shaped buoys, each with a diameter of, for example, 5 meters to 35 meters and a height of preferably between 30 meters and 155 meters. Each of the bends may have a smaller diameter upper portion that includes a connector. The connector can have a convex shape and be linked with a correspondingly shaped concave connector on the platform.

Plattformen kan inkludere et fagverksdekk som ved eller nær sin periferi eller hjørner bærer konnektorer som muliggjør at en forbindelse kan dannes med den øvre endedel av hver bøye. Som et eksempel kan det anordnes fire bøyer og fire konnektorer på fagverksdekket eller plattformen. The platform may include a truss deck which at or near its periphery or corners carries connectors which enable a connection to be formed with the upper end portion of each buoy. As an example, four buoys and four connectors can be arranged on the truss deck or platform.

Hvis det anvendes et fagverksdekk kan et oljebrønnproduksjonsanlegg (boring eller produksjon eller en kombinasjon) bæres på fagverksdekket. Konnektoren ved toppen av hver bøye kan være en hvilken som helst type av en leddet forbindelse som danner en leddforbindelse med fagverksdekket eller en konnektor på fagverksdekket. Eksempler inkluderer kule og sokkel- eller konkav/konveks anordning vist i tegningen (fig. 1-12). Et ytterligere eksempel inkluderer universalkop-lingen vist i tegningene (se fig. 13-14). If a truss deck is used, an oil well production facility (drilling or production or a combination) can be carried on the truss deck. The connector at the top of each buoy can be any type of hinged connection that forms a hinged connection with the truss deck or a connector on the truss deck. Examples include the ball and socket or concave/convex device shown in the drawing (Fig. 1-12). A further example includes the universal coupling shown in the drawings (see Figs. 13-14).

I en alternativ metode kan antallet av bøyer anvendes som en del av en installasjonsmetode for å anbringe den marine plattform på en bærer i form av en enkeltsøyle ("spar support"). In an alternative method, the number of buoys can be used as part of an installation method to place the marine platform on a support in the form of a single column ("spar support").

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

For en mer fullstendig forståelse av arten, formålene og fordelene med den foreliggende oppfinnelse vises det til den følgende detaljert beskrivelse lest i forbindelse med de vedføyde tegninger, hvori tilsvarende henvisningstall angir lignende elementer og hvori: Fig. 1 er et oppriss av en foretrukket utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse. Fig. 2 er et planriss av en foretrukket utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 3 er et oppriss av en foretrukket utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 4 er et ytterligere oppriss av en foretrukket utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 5-6 er fragment-perspektivriss av en foretrukket utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og illustrerer den leddede forbindelse mellom en bøye og plattformen; Fig. 7-8 viser alternative fortøyningsarrangementer for enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 9 er deloppriss av en alternativ utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og som omfatter bøyer med variabel diameter; Fig. 10 er et snittriss tatt langs linjen 10-10 i fig. 9; Fig. 10A er et snittriss tatt langs linjen 10-10 i fig. 9 og viser den nedre del av en bøye som er kvadratisk; Fig. 11 er et deloppriss av en tredje utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og viser en alternativ bøyekonstruksjon; Fig. 12 er et perspektivoppriss av en tredje utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og viser en alternativ bøyekonstruksjon; Fig. 13-14 er oppriss av en fjerde utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og viser en alternativ leddet forbindelse mellom hver bøye og plattform. Fig. 14 er rotert 90° fra fig. 13 omkring bøyens lengdeakse. Fig. 15 er et skjematisk oppriss av en femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 16 er et deloppriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 17 er et sideoppriss tatt langs linjen 17-17 i fig. 16; Fig. 18 er et delvis gjennomskåret oppriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 19 er et delvis gjennomskåret oppriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 20 er et oppriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og viser en vinkelposisjon av plattformen i forhold til bøyene; Fig. 21 er et oppriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og viser en vinkelposisjon av plattformen i forhold til bøyene; Fig. 22 er et deloppriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og illustrerer fjernelse av bolten for ettersyn av den indre universalkopling; Fig. 23 er et ytterligere deloppriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse og viser fjernelse av den indre universalkopling. Fig. 24 er et delperspektivriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse med delene trukket fra hverandre og illustrerer den indre universalkopling; og Fig. 25 er et delperspektivriss av den femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse med delene rykket fra hverandre og viser den eksterne universalkopling. Fig. 26 er et oppriss som illustrerer fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, spesifikt det første trinn med å fløte den marine plattform til den ønsk-ede lokalitet inntil et flertall bøyer som vil bære plattformen; Fig. 27 er et oppriss som illustrerer fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse; spesifikt trinnet med å ballastere bøyene i forhold til lekteren under enn forbindelse av bøyene til det olje- og gassbrønnbore- og/eller produksjonsanlegg som skal understøttes; Fig. 28 er et oppriss som illustrerer fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse og inkluderer det endelige trinn med å ballastere kombinasjonen av plattformkonstruksjon av flertallet av bøyer inntil det oppnås en ønsket forhøyet posisjon; Fig. 29 er et perspektivriss som illustrerer det første trinn med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 30 er et perspektivriss som illustrerer det andre trinn ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 31 er et perspektivriss som illustrerer en alternativ fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse hvori enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse anvendes for å plassere en marin plattform på en bærer i form av en enkelt-søyle; Fig. 32 er et perspektivriss som illustrerer en alternativ fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse hvori enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse anbringes for å plassere en marin plattform på en bærer i form av en enkelt-søyle; Fig. 33 er et oppriss som illustrerer en alternativ fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse hvori enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse anvendes for å anbringe en marin plattform på en bærer i form av en enkeltsøyle; Fig. 34 er et oppriss som illustrerer en alternativ fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse hvori enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse anvendes for å anbringe en marin plattform på en bærer i form av en enkeltsøyle; og Fig. 35 er et oppriss som illustrerer en alternativ fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse som viser plattformen etter anbringelse på en enkeltsøyle og fjernelse av alle bærende bøyer. For a more complete understanding of the nature, purposes and advantages of the present invention, reference is made to the following detailed description read in conjunction with the attached drawings, in which corresponding reference numbers indicate similar elements and in which: Fig. 1 is a plan view of a preferred embodiment of the device according to the present invention. Fig. 2 is a plan view of a preferred embodiment of the unit according to the present invention; Fig. 3 is an elevation of a preferred embodiment of the unit according to the present invention; Fig. 4 is a further elevation of a preferred embodiment of the unit according to the present invention; Fig. 5-6 are fragmentary perspective views of a preferred embodiment of the unit according to the present invention and illustrate the articulated connection between a buoy and the platform; Figures 7-8 show alternative mooring arrangements for the unit according to the present invention; Fig. 9 is a partial plan view of an alternative embodiment of the unit according to the present invention and which comprises buoys with variable diameter; Fig. 10 is a sectional view taken along the line 10-10 in fig. 9; Fig. 10A is a sectional view taken along the line 10-10 in fig. 9 and shows the lower part of a buoy which is square; Fig. 11 is a partial plan view of a third embodiment of the unit according to the present invention and shows an alternative bending construction; Fig. 12 is a perspective elevation of a third embodiment of the unit according to the present invention and shows an alternative bending construction; Fig. 13-14 are elevations of a fourth embodiment of the unit according to the present invention and show an alternative articulated connection between each buoy and platform. Fig. 14 is rotated 90° from fig. 13 around the longitudinal axis of the buoy. Fig. 15 is a schematic view of a fifth embodiment of the unit according to the present invention; Fig. 16 is a partial plan view of the fifth embodiment of the unit according to the present invention; Fig. 17 is a side elevation taken along the line 17-17 in fig. 16; Fig. 18 is a partially sectional elevational view of the fifth embodiment of the device according to the present invention; Fig. 19 is a partially sectional elevational view of the fifth embodiment of the device according to the present invention; Fig. 20 is an elevation of the fifth embodiment of the unit according to the present invention and shows an angular position of the platform in relation to the buoys; Fig. 21 is an elevation of the fifth embodiment of the unit according to the present invention and shows an angular position of the platform in relation to the buoys; Fig. 22 is a partial elevation of the fifth embodiment of the unit according to the present invention and illustrates removal of the bolt for inspection of the inner universal joint; Fig. 23 is a further partial elevation of the fifth embodiment of the unit according to the present invention and shows the removal of the internal universal joint. Fig. 24 is a partial perspective view of the fifth embodiment of the unit according to the present invention with the parts pulled apart and illustrating the internal universal joint; and Fig. 25 is a partial perspective view of the fifth embodiment of the unit according to the present invention with the parts pulled apart and showing the external universal coupling. Fig. 26 is an elevation illustrating the method according to the present invention, specifically the first step of floating the marine platform to the desired location until a plurality of buoys that will support the platform; Fig. 27 is an elevation illustrating the method according to the present invention; specifically the step of ballasting the buoys in relation to the barge below than connecting the buoys to the oil and gas well drilling and/or production facility to be supported; Fig. 28 is an elevational view illustrating the method of the present invention and includes the final step of ballasting the combination platform construction of the plurality of buoys until a desired elevated position is achieved; Fig. 29 is a perspective view illustrating the first step of the method according to the present invention; Fig. 30 is a perspective view illustrating the second step of the method according to the present invention; Fig. 31 is a perspective view illustrating an alternative method according to the present invention in which the unit according to the present invention is used to place a marine platform on a carrier in the form of a single column; Fig. 32 is a perspective view illustrating an alternative method according to the present invention in which the unit according to the present invention is placed to place a marine platform on a carrier in the form of a single column; Fig. 33 is an elevation illustrating an alternative method according to the present invention in which the unit according to the present invention is used to place a marine platform on a carrier in the form of a single column; Fig. 34 is an elevation illustrating an alternative method according to the present invention in which the unit according to the present invention is used to place a marine platform on a carrier in the form of a single column; and Fig. 35 is an elevation illustrating an alternative method according to the present invention showing the platform after placement on a single column and removal of all supporting buoys.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Fig. 1-6 viser en foretrukket utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse generelt betegnet ved henvisningstallet 10 i fig. 1-4. I fig. 1-4 er den flytende marine plattformenhet 10 vist i en marin omgivelse eller ocean 12 Fig. 1-6 show a preferred embodiment of the unit according to the present invention, generally denoted by reference number 10 in Fig. 1-4. In fig. 1-4, the floating marine platform unit 10 is shown in a marine environment or ocean 12

med en vannoverflate 11. Enheten 10 inkluderer et flertall bøyer 13-16, foretrukket fire (eventuelt mellom tre (3) og åtte (8) bøyer), som bærer et overbygg avgrenset av kombinasjonen av plattformen 17 og bore- og/eller produksjonsanlegg 53. Olje-og gassbrønn produserende anlegg som anvendt heri skal inkludere et anlegg anvendt for olje- og gassbrønnboring eller produksjon, eller en kombinasjon av boring og produksjon. with a water surface 11. The unit 10 includes a plurality of buoys 13-16, preferably four (possibly between three (3) and eight (8) buoys), which carry a superstructure bounded by the combination of the platform 17 and drilling and/or production facilities 53 Oil and gas well producing facility as used herein shall include a facility used for oil and gas well drilling or production, or a combination of drilling and production.

Bøyer 13-16 kan ha en hvilken som helst ønsket form, inklusive de alternative bøyer som er vist i tegningene eller bøyer med konfigurasjoner lik dem som er vist i september 2000 utgaven av Offshore Magazine. Plattform 17 kan være en hvilken som helst ønsket plattform eller rigg, som for eksempel et fagverksdekk konstruert av et flertall øvre horisontale elementer 18, et flertall nedre horisontale elementer 19, et flertall vertikale elementer 20 og et flertall av diagonale elementer 21 for å definere et fagverksdekk eller plattform 17. Som vist i fig. 1, kan plattformen 17 inkludere et hvilket som helst ønsket olje- og gassbore- og produksjonsanlegg 53, idet slike anlegg (i kombinasjon med plattformen 17) definerer et overbygg som veier mellom omtrent 500 -100.000 tonn, eller mellom omtrent 3.000 - 50.000 tonn (se fig. 3 og 8). Buoys 13-16 may be of any desired shape, including the alternative buoys shown in the drawings or buoys with configurations similar to those shown in the September 2000 issue of Offshore Magazine. Platform 17 may be any desired platform or rig, such as a truss deck constructed of a plurality of upper horizontal members 18, a plurality of lower horizontal members 19, a plurality of vertical members 20, and a plurality of diagonal members 21 to define a truss deck or platform 17. As shown in fig. 1, the platform 17 may include any desired oil and gas drilling and production facility 53, such facilities (in combination with the platform 17) defining a superstructure weighing between approximately 500 -100,000 tons, or between approximately 3,000 - 50,000 tons ( see Fig. 3 and 8).

Hver bøye 13-16 har en øvre endedel 22 som kan være konisk tildannet ved 23 (se fig. 5-6). Et festepunkt 24 tilveiebringer en konveks øvre overflate 25 som mottar en tilsvarende formet konkav overflate 26 av den forbindende del 27 av plattformen 17. Den konkave overflate 26 kan være generelt halvkuleformet. Den konkave overflate 26 er imidlertid buet for å kunne svinge på overflaten 25 elv når der er en vinkelvariasjon som kan være så mye som 30° eller mer (mellom den sentrale lengdeakse 28 av bøyen 13 og et rent horisontalplan 29. For å ta seg av slitasje kan konvensjonelt tilgjengelige lagringsmaterialer anvendes i leddforbindel-sene. Et foretrukket lagringsmateriale ville være en grafittimpregnert messing- eller bronsebushing. Each buoy 13-16 has an upper end part 22 which can be conically formed at 23 (see fig. 5-6). An attachment point 24 provides a convex upper surface 25 which receives a correspondingly shaped concave surface 26 of the connecting portion 27 of the platform 17. The concave surface 26 may be generally hemispherical. However, the concave surface 26 is curved to be able to swing on the surface 25 when there is an angular variation which can be as much as 30° or more (between the central longitudinal axis 28 of the bend 13 and a purely horizontal plane 29. To take care of wear conventionally available bearing materials can be used in the joint connections A preferred bearing material would be a graphite impregnated brass or bronze bushing.

De følgende ligninger kan anvendes ved dimensjonering av bøyene: The following equations can be used when dimensioning the bends:

Bøyene må være bygget opp avstivet stålplate eller av kontinuerlig støpt (slippdannet) betong eller ved hjelp av andre konvensjonelle konstruksjonsmeto-der. Typisk er et antall indre stivere inkludert for å tilveiebringe den nødvendige to-tale mekanisk styrke. The buoys must be constructed of stiffened steel plate or of continuously cast (cast-in-place) concrete or using other conventional construction methods. Typically, a number of internal stiffeners are included to provide the necessary biaxial mechanical strength.

Festedelen 24 ved den øvre ende av hver bøye 13-16 kan være forsterket med et antall vertikale plater 30 som vist i fig. 6. Likeledes kan forbindelsesdelen 27 på plattformen 17 være forsynt med et flertall indre forsterkende plater 35. Plat-ene 35 strekker seg mellom øvre buet plate 36 og nedre buet plate 37. En konisk plate 38 kan være festet til (eller kan være anordnet i ett stykke med) øvre buet plate 36 som vist i fig. 6. En kvadratisk skjermende leddforbindelse (ikke vist) som forløper omkring den primære leddforbindelse kan også anvendes. The fastening part 24 at the upper end of each buoy 13-16 can be reinforced with a number of vertical plates 30 as shown in fig. 6. Likewise, the connecting part 27 on the platform 17 can be provided with a plurality of inner reinforcing plates 35. The plates 35 extend between the upper curved plate 36 and the lower curved plate 37. A conical plate 38 can be attached to (or can be arranged in one piece with) upper curved plate 36 as shown in fig. 6. A square shielding joint connection (not shown) extending around the primary joint connection can also be used.

Plattformenheten 10 kan festes til sjøbunnen 51 ved bruk av påler eller ankere52 og fortøyningskabler 32, 41 (fig. 1-4, 8). I en foretrukket utførelsesform (fig. 1-4) strekker én eller flere fortøyningskabler 32 seg fra hver bøye 13-16 ved et øvre festeører 31 til sjøbunnen 51. Fortøyningskablene i fig. 1, 2, 3 og 4 strekker seg mellom løfterør og ankere 52 på sjøbunnen 51. The platform unit 10 can be attached to the seabed 51 using piles or anchors 52 and mooring cables 32, 41 (fig. 1-4, 8). In a preferred embodiment (fig. 1-4), one or more mooring cables 32 extend from each buoy 13-16 at an upper attachment lug 31 to the seabed 51. The mooring cables in fig. 1, 2, 3 and 4 extend between lifting pipes and anchors 52 on the seabed 51.

I en foretrukket utførelsesform strekker et flertall horisontale fortøyningskab-ler 34 seg mellom nedre løfteører 33 på to bøyer 13, 14 som vist i fig. 1. Mens de nedre horisontale fortøyningskabler 34 er vist som forbindende til bøyene 13, 14, skal det forstås at hvert par av bøyer (14-15, 15-16, 16-13) har en horisontal kabel 34 som strekker seg derimellom i den samme konfigurasjon som vist i fig. 1. Fig. 7 viser en første alternativ utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse under anvendelse av strekkfortøyningskabler 39 som strekker seg mellom forbindelsespunkter (for eksempel løfteører) 40 på hver av bøyene 13-16 og ankere (som foreksempel 52) innleiret i sjøbunnen 51. I utførelsesformen i fig. 7 kunne horisontale fortøyningskabler 34 eventuelt være anordnet mellom hvert part av bøyer som 13 og 14, eller 14 og 15, eller 15 og 16, eller mellom 16 og 13. Fig. 8 viser en alternativ utførelsesform hvori bærende fortøyningskabler 41 strekker seg mellom løfteører 31 og ankerne 52 som er forankret til sjøbunnen 51. In a preferred embodiment, a plurality of horizontal mooring cables 34 extend between lower lifting lugs 33 on two buoys 13, 14 as shown in fig. 1. While the lower horizontal mooring cables 34 are shown as connecting to buoys 13, 14, it should be understood that each pair of buoys (14-15, 15-16, 16-13) has a horizontal cable 34 extending therebetween in the same configuration as shown in fig. 1. Fig. 7 shows a first alternative embodiment of the present invention using tension mooring cables 39 which extend between connection points (for example lifting lugs) 40 on each of the buoys 13-16 and anchors (such as example 52) embedded in the seabed 51. I the embodiment in fig. 7, horizontal mooring cables 34 could optionally be arranged between each part of buoys such as 13 and 14, or 14 and 15, or 15 and 16, or between 16 and 13. Fig. 8 shows an alternative embodiment in which supporting mooring cables 41 extend between lifting lugs 31 and the anchors 52 which are anchored to the seabed 51.

I denne utførelsesform er der ingen horisontale kabler som forbinder bøyene. In this embodiment, there are no horizontal cables connecting the buoys.

Planrisset i fig. 2 viser forskjellige orienteringer som kunne anvendes for enten fortøyningskabler 32 eller fortøyningskabler 41. Et arrangement tilveiebringer et flertall av tre fortøyningskabler 32 eller 41 festet til hver bøye 13-16, idet fortøy-ningskablene 32 eller 41 er anordnet i avstand omtrent 120° fra hverandre som vist med heltrukne linjer. I stiplede linjer i fig. 2 er det vist en ytterligere geometri for fortøyningskablene 32, 41, hvori der er to fortøyningskabler for hver bøye i avstand omtrent 90° fra hverandre. The floor plan in fig. 2 shows various orientations that could be used for either mooring cables 32 or mooring cables 41. One arrangement provides a plurality of three mooring cables 32 or 41 attached to each buoy 13-16, the mooring cables 32 or 41 being spaced approximately 120° apart. as shown by solid lines. In dashed lines in fig. 2 shows a further geometry for the mooring cables 32, 41, in which there are two mooring cables for each buoy at a distance of approximately 90° from each other.

Plattformen 17 er bygget opp av øvre og nedre sett av horisontale elementer 18, 19; vertikale elementer 20; og diagonale elementer 21. The platform 17 is made up of upper and lower sets of horizontal elements 18, 19; vertical elements 20; and diagonal elements 21.

Fig. 9,10 og 10A viser en alternativ konstruksjon for hver av bøyene. Det skal forstås at en bøye som for eksempel én av dem som er vist i fig. 9,10 eller 10A kunne anvendes for å erstatte hvilke som helst eller alle av bøyene 13-16 vist i fig. 1-4 og 5-6. Fig. 9, 10 and 10A show an alternative construction for each of the buoys. It should be understood that a buoy such as one of those shown in fig. 9, 10 or 10A could be used to replace any or all of the bends 13-16 shown in fig. 1-4 and 5-6.

Bøyen 42 kan være forsynt med en variabel diameter med en sylindrisk midtseksjon 43, med mindre diameter, og en nedre seksjon 44 med større diameter som for eksempel kan være enten sylindrisk (se fig. 10) eller kvadratisk (se fig. 10A). Den sylindriske nedre seksjon 44 er vist i fig. 9 og 10, og den kvadratiske nedre seksjon 45 er vist i fig. 10A. The bend 42 can be provided with a variable diameter with a cylindrical middle section 43, with a smaller diameter, and a lower section 44 with a larger diameter which can for example be either cylindrical (see fig. 10) or square (see fig. 10A). The cylindrical lower section 44 is shown in fig. 9 and 10, and the square lower section 45 is shown in FIG. 10A.

En ytterligere bøyekonstruksjon er vist i fig. 11 og 12. Det skal forstås at bøyen vist i fig. 11 og 12 kunne anvendes for å erstatte hvilken som helst eller alle av flertallet av bøyer 13-16 i fig. 1-6. I fig. 11 og 12 har bøyen 46 en sylindrisk midtseksjon 47, en konisk øvre seksjon 48, og en fagverks nedre seksjon 49. Løf-teøret 50 på den øvre endedel av den nedre fagverksseksjon 48, og en nedre fagverksseksjon 49. Løfteører 50 på den øvre endedel av den nedre fagverksseksjon 49 kan anvendes for å understøtte hvilke som helst av de tidligere beskrevne for-tøyningskabler som for eksempel 32, 39 eller 41. I utførelsesformen i fig. 11 og 12 kan hver av bøyene 46 ha en lignende konstruksjon og konfigurasjon ved den øvre endedel som for en foretrukket utførelsesform vist i fig. 1-6, og tilveiebringer en konisk øvre seksjon 48 og en festedel 24. A further bending construction is shown in fig. 11 and 12. It should be understood that the buoy shown in fig. 11 and 12 could be used to replace any or all of the majority of buoys 13-16 in Figs. 1-6. In fig. 11 and 12, the buoy 46 has a cylindrical middle section 47, a conical upper section 48, and a truss lower section 49. The lifting lug 50 on the upper end part of the lower truss section 48, and a lower truss section 49. Lifting lugs 50 on the upper end part of the lower truss section 49 can be used to support any of the previously described mooring cables such as 32, 39 or 41. In the embodiment in fig. 11 and 12, each of the bends 46 may have a similar construction and configuration at the upper end part as for a preferred embodiment shown in fig. 1-6, and provides a conical upper section 48 and a fastening member 24.

I fig. 13 og 14 kan det ses en alternativ leddforbindelse mellom plattform 17 og en utvalgt bøye 13 (eller 14-16 eller 42 eller 46). Et kardanledd- eller universal-leddarrangement 62 er vist i fig. 13 og 14, og tilveiebringer en første boltforbindelse ved 54 og en andre boltforbindelse ved 44. Den første bolt 56 kan ha en større diameter med en sentral åpning hvorigjennom den andre bolt 57 med mindre diameter passerer som vist. De sentrale lengdeakser av boltene 54, 55 krysser foretrukket hverandre. Pilen 59 i fig. 13-14 viser at en bøye eventuelt kan bringes til å rotere i forhold til den kardanske leddforbindelse som er vist. Lagrings-plater 60, 61 kan rotere i forhold til hverandre. For å minimere friksjonskraftoverfø-ring og slitasje kan begge bolter 56, 57 være montert i lågere. In fig. 13 and 14, an alternative articulated connection can be seen between platform 17 and a selected buoy 13 (or 14-16 or 42 or 46). A gimbal or universal joint arrangement 62 is shown in FIG. 13 and 14, providing a first bolt connection at 54 and a second bolt connection at 44. The first bolt 56 may have a larger diameter with a central opening through which the smaller diameter second bolt 57 passes as shown. The central longitudinal axes of the bolts 54, 55 preferably cross each other. The arrow 59 in fig. 13-14 show that a buoy can optionally be made to rotate in relation to the gimbal joint shown. Storage plates 60, 61 can rotate relative to each other. In order to minimize frictional force transmission and wear, both bolts 56, 57 can be mounted in bearings.

Fig. 15-25 viser en femte utførelsesform av enheten ifølge den foreliggende oppfinnelse, betegnet generelt ved nummerhenvisningen 63 i fig. 15. Den flytende marine plattformenhet 63 er vist i fig. 15 som inkluderende en plattform 17 som kan inkludere en dekkonstruksjon, pakkeavdeling, plattform, fagverksdekk eller lignende, som er vist med stiplede streker. Det skal forstås at plattformen 17 vist i fig. 15 kan inkludere en dekkonstruksjon 64 eller en hvilken som helst annen ram-mekonstruksjon som er kjent på området for å bære en offshore olje- og gass-brønnboreplattform, og olje- og gassbrønn-produksjonsanlegg, eller et olje- og gassbrønnbore- og produksjonsanlegg 67. Figs. 15-25 show a fifth embodiment of the unit according to the present invention, denoted generally by the reference number 63 in fig. 15. The floating marine platform unit 63 is shown in fig. 15 as including a platform 17 which may include a deck construction, packing department, platform, truss deck or the like, which is shown with dashed lines. It should be understood that the platform 17 shown in fig. 15 may include a deck structure 64 or any other frame structure known in the art to support an offshore oil and gas well drilling platform, and oil and gas well production facility, or an oil and gas well drilling and production facility 67 .

Plattform 17 kan inkludere en dekkonstruksjon som er vist skjematisk ved bruk av tallhenvisningen 64 i fig. 15-25 inklusive et overbygg (for eksempel med en oljeboringsplattform, oljeproduksjonsplattform, mannskapskvarter, helikopter-landingsplass, beholdere, og lignende). Et flertall forbindelser er vist, idet en forbindelse er anordnet mellom hver bøye 13, 14, 15, 16 og plattformen 17 som skal understøttes. Platform 17 may include a deck structure which is shown schematically using reference numeral 64 in FIG. 15-25 including a superstructure (for example with an oil drilling platform, oil production platform, crew quarters, helicopter landing pad, containers, and the like). A plurality of connections are shown, one connection being arranged between each buoy 13, 14, 15, 16 and the platform 17 to be supported.

I utførelsesformene i fig. 15-25 er forbindelsen som er posisjonert inn mellom hver bøye som for eksempel bøyen 13 og plattformen 17 foretrukket en forbindelse som inkluderer første og andre forbindelsesanordninger og en belastnings-overførings-mekanisme som kan overføre i det minste noe av plattformbelastningen fra én av utførelsesformene til den andre utførelsesform. In the embodiments in fig. 15-25, the connection positioned between each buoy such as the buoy 13 and the platform 17 is preferably a connection that includes first and second connection devices and a load transfer mechanism that can transfer at least some of the platform load from one of the embodiments to the second embodiment.

I den femte utførelsesform inkluderer disse anordninger foretrukket en in-tern anordning 65 (se fig. 24) og en ekstern anordning 66 (se fig. 25). I utførelses-formen i fig. 15-25 er de interne 65 og eksterne 66 anordninger foretrukket leddfor-bindelser. I utførelsesformen i fig. 15-25, er anordningene 65, 66 foretrukket hver universalleddforbindelser. In the fifth embodiment, these devices preferably include an internal device 65 (see Fig. 24) and an external device 66 (see Fig. 25). In the embodiment in fig. 15-25, the internal 65 and external 66 devices are preferred joint connections. In the embodiment in fig. 15-25, the devices 65, 66 are preferably each universal joint connections.

I utførelsesformen i fig. 15-25 muliggjør en belastnings-overføringsmeka-nisme at belastning kan overføres fra én av anordningene 65 eller 66 til den andre anordning 65 eller 66. Denne belastningsoverførende mekanisme er foretrukket et jekksystem som for eksempel flertallet av hydrauliske jekker 119 som er vist i tegningene. In the embodiment in fig. 15-25, a load transfer mechanism enables load to be transferred from one of the devices 65 or 66 to the other device 65 or 66. This load transferring mechanism is preferably a jack system such as the majority of hydraulic jacks 119 shown in the drawings.

I fig. 25 vises en dekkåpning 68 hvorigjennom den indre innretning 65 kan fjernes for ettersyn. Den indre innretning 65 kan være den innretning som typisk bærer en del av plattformbelastningen i en større del av tiden og overfører denne belastning til sin bøye som for eksempel bøyen 13. Ved dekkåpningen 68 er det anordnet løfteører 69, som hver har en åpning 70 som vist i fig.25. In fig. 25 shows a cover opening 68 through which the internal device 65 can be removed for inspection. The internal device 65 can be the device that typically carries a part of the platform load for a large part of the time and transfers this load to its buoy such as the buoy 13. At the deck opening 68 there are arranged lifting lugs 69, each of which has an opening 70 which shown in fig.25.

Detaljene i konstruksjonen av den indre innretning 65 er vist i fig. 24. Den indre innretning 65 inkluderer en nedre seksjon 71, en øvre seksjon 82, bolter 77, 90. Den nedre seksjon 71 har en bunn72 som overfører belastning til den øvre overflate 124 av bøyen 13. Når belastning skal overføres til den andre innretning 66 i fig. 25, løfter en jekkmekanisme som for eksempel flertallet av hydrauliske jekker 119 den nedre seksjon 71 fra den øvre overflate 124 av bøyen 13, som vist i fig. 22. Et gap 123 blir da beliggende mellom den øvre overflate 124 av bøyen 13 og bunnen 72 av den nedre seksjon 71. I en slik posisjon (vist i fig. 22), kan en bolt 120 fjernes og den indre innretning 65 kan løftes oppover trekkes ut gjennom åpningen 68 i dekkstrukturen 64. The details of the construction of the internal device 65 are shown in fig. 24. The inner device 65 includes a lower section 71, an upper section 82, bolts 77, 90. The lower section 71 has a bottom 72 which transfers load to the upper surface 124 of the buoy 13. When load is to be transferred to the second device 66 in fig. 25, a jacking mechanism such as the plurality of hydraulic jacks 119 lifts the lower section 71 from the upper surface 124 of the buoy 13, as shown in FIG. 22. A gap 123 is then located between the upper surface 124 of the bend 13 and the bottom 72 of the lower section 71. In such a position (shown in Fig. 22), a bolt 120 can be removed and the inner device 65 can be lifted upwards is pulled out through the opening 68 in the cover structure 64.

Den nedre seksjon har sider 73, en topp 74 og et par løfteører 75 i avstand fra hverandre og som strekker seg fra toppen 74. Hvert løfteøre 75 har en boltåpning 76. En mindre bolt 77 har et forstørret hode 78 og en utvendig gjenget seksjon 79. Mutteren 80 tilveiebringer en innvendig gjenget seksjon 81 som muliggjør at mutteren 80 kan komme i gjengekontakt med bolten 77 ved gjengene 79. Den øvre seksjon 82 av den indre innretning 65 tilveiebringer sider 83 og løfteører 84 som strekker seg nedover som vist i fig. 24, idet hvert løfteøre 84 tilveiebringer en bolteåpning 85. The lower section has sides 73, a top 74 and a pair of lift lugs 75 spaced apart and extending from top 74. Each lift lug 75 has a bolt opening 76. A smaller bolt 77 has an enlarged head 78 and an externally threaded section 79 The nut 80 provides an internally threaded section 81 which enables the nut 80 to engage threadedly with the bolt 77 at the threads 79. The upper section 82 of the internal device 65 provides sides 83 and lifting lugs 84 which extend downwardly as shown in fig. 24, each lifting eye 84 providing a bolt opening 85.

Den øvre seksjon 82 tilveiebringer et par adskilte bjelker 86, som hver har endedeler 87, 88. Hver endedel 87, 88 tilveiebringer en bolteåpning 97. En større bolt 90 passer gjennom åpningene 85 som skjematisk vist ved pilen 126 i fig. 24. Bolten 90 har et forstørret hode 91, og utvendig gjenget seksjon 92. Den større bolt 90 tilveiebringer også en åpning 93 som er posisjonert mellom den utvendig gjengede seksjon 92 og hodet 91 som vist i fig. 24. The upper section 82 provides a pair of separate beams 86, each having end portions 87, 88. Each end portion 87, 88 provides a bolt opening 97. A larger bolt 90 fits through the openings 85 as schematically shown by arrow 126 in FIG. 24. The bolt 90 has an enlarged head 91, and externally threaded section 92. The larger bolt 90 also provides an opening 93 which is positioned between the externally threaded section 92 and the head 91 as shown in fig. 24.

Mutteren 94 har innvendig gjenget seksjon 95 som muliggjør at mutteren kan komme i gjengeinngrep med den større bolt 90. Et gap 96 er tildannet mellom bjelkene 86 slik at løfteørene 69 på dekkonstruksjonen 64 passer mellom de adskilte bjelker 86 i gapet 96 som vist i tegningene (se fig. 16 og 18). I denne posisjonen kommer åpningene 70 i løfteørene 69 på linje med åpningene 97 av bjelkene 86. Bolter 120 kan det anbringes gjennom de på linje innrettede åpninger 70, 97. Etter sammenstillingen av innretningen 65, føres den større bolt 90 først gjennom åpningene 85 i løfteørene 84. Mutteren 94 blir så brakt i gjengeinngrep med bolten 90 ved tilsvarende gjengede inngrepsdeler 92, 95. Bolten 77 blir så plassert gjennom én av åpningene 76 av løfteøret 75, og deretter gjennom åpningene 93 i den større bolt 90 og deretter gjennom den motsatte åpning 76 av løfteøret 75. Mutteren 80 holder da den mindre bolt 77 ved inngrep mellom de gjengede porsjo-ner 79, 81. I denne posisjon avgrenser den indre innretning 65 en første universal kopling (se fig. 23) som kan fjernes som vist ved pilen 128 i fig. 23 for ettersyn. The nut 94 has an internally threaded section 95 which enables the nut to engage threadedly with the larger bolt 90. A gap 96 is formed between the beams 86 so that the lifting lugs 69 on the deck structure 64 fit between the separated beams 86 in the gap 96 as shown in the drawings ( see Fig. 16 and 18). In this position, the openings 70 in the lifting eyes 69 line up with the openings 97 of the beams 86. Bolts 120 can be placed through the aligned openings 70, 97. After assembly of the device 65, the larger bolt 90 is first passed through the openings 85 in the lifting eyes 84. The nut 94 is then brought into threaded engagement with the bolt 90 by corresponding threaded engagement parts 92, 95. The bolt 77 is then placed through one of the openings 76 of the lifting eye 75, and then through the openings 93 in the larger bolt 90 and then through the opposite opening 76 of the lifting eye 75. The nut 80 then holds the smaller bolt 77 by engagement between the threaded portions 79, 81. In this position, the internal device 65 defines a first universal coupling (see fig. 23) which can be removed as shown by the arrow 128 in fig. 23 for inspection.

Innretningene 65, 66 kan være universalledd som vist. Hvert av universal-leddene har flere bolter 77, 90 (for innretning 65) og 110 (for innretning 66) med sentrale lengdeakser, idet de sentrale akser for boltene 77, 90 og 110 i begge universalledd opptar et felles plan under bruk. The devices 65, 66 can be universal joints as shown. Each of the universal joints has several bolts 77, 90 (for device 65) and 110 (for device 66) with central longitudinal axes, the central axes of the bolts 77, 90 and 110 in both universal joints occupying a common plane during use.

Når den indre innretning 65 fjernes for ettersyn, bærer den ytre innretning 66 en del av plattformbelastningen mellom dekkonstruksjonen 64 og bøyen 13. Den ytre innretning 66 er vist mer detaljert i fig. 25. Den ytre innretning 66 inkluderer et par adskilte nedre bærere 98, som hver har et par adskilte løfteører 99, idet hvert av løfteørene 99 tilveiebringer en boltåpning 100. When the inner device 65 is removed for inspection, the outer device 66 carries part of the platform load between the deck structure 64 and the buoy 13. The outer device 66 is shown in more detail in fig. 25. The outer device 66 includes a pair of separate lower carriers 98, each of which has a pair of separate lifting lugs 99, each of the lifting lugs 99 providing a bolt opening 100.

Et par nedre bjelker 101 er anordnet idet en bjelke 101 er svingbart festet til hver nedre bærer 98 som vist i fig. 25. Hver nedre bærer 101 tilveiebringer endedeler 102, 103, idet hver av endedelene 102, 103 tilveiebringer en øvre overflate 104 som bæreren hydraulisk jekk 119. Hver av de nedre bjelker 101 tilveiebringer en bjelkeåpning 105 som mottaren bolt 110 når åpningen 105 ligger på linje med åpningene 100 i løfteører 99. A pair of lower beams 101 are arranged, one beam 101 being pivotally attached to each lower carrier 98 as shown in fig. 25. Each lower carrier 101 provides end members 102, 103, each of the end members 102, 103 providing an upper surface 104 which supports the hydraulic jack 119. Each of the lower beams 101 provides a beam opening 105 which the receiver bolt 110 when the opening 105 is aligned with the openings 100 in lifting lugs 99.

Den ytre innretning 66 inkluderer et par adskilte bærere 115 som er forbun-det (for eksempel sveiset eller boltet) til undersiden av dekkonstruksjonen 64 for overføring av belastning fra den ytre innretning 66 til dekkonstruksjonen 64. Øvre bjelker 106 er svingbart festet til øvre bærere 115 ved bruk av bolter 110. Hver av de øvrige bærere 115 har et par adskilte løfteører 116, idet hvert løfteøre 116 har en åpning 117 for å motta en bolt 110. Hver øvre bjelke 106 tilveiebringer endedeler 107, 108 med en nedre overflate 109 som er i inngrep med en løftedel 129 av den hydrauliske jekk 119 når lasten skal bæres av den ytre innretning 66. Det skal forstås at de hydrauliske jekker 119 kan fås i handelen som for eksempel fra "Enerpac". The outer device 66 includes a pair of separate supports 115 which are connected (eg, welded or bolted) to the underside of the deck structure 64 for transferring load from the outer device 66 to the deck structure 64. Upper beams 106 are pivotally attached to upper supports 115 using bolts 110. Each of the other carriers 115 has a pair of separate lifting lugs 116, each lifting lug 116 having an opening 117 for receiving a bolt 110. Each upper beam 106 provides end members 107, 108 with a lower surface 109 which is in engagement with a lifting part 129 of the hydraulic jack 119 when the load is to be carried by the outer device 66. It should be understood that the hydraulic jacks 119 can be obtained commercially such as from "Enerpac".

Hver bolt 110 har et forstørret hode 111 og en utvendig gjenget del 112. Bolter 110 holdes i posisjon ved bruk av muttere 113. Hver mutter 113 har en innvendig gjenget del 114 som kommer i kontakt med den utvendige gjengede del 112 av bolten 110. Hver av de øvre bjelker 106 har en bjelkeåpning 118 som mottar bolten 110. For å bevirke den svingbare forbindelse mellom de øvrige bærere 115 og øvre bjelker 106, er bolter 110 ført gjennom åpningene 117 i løfteørene 116 og bjelkeåpningene 118. Boltene 110 festes så ved å feste en mutter 113 til den gjengede del 112. Each bolt 110 has an enlarged head 111 and an externally threaded portion 112. Bolts 110 are held in position using nuts 113. Each nut 113 has an internally threaded portion 114 which contacts the externally threaded portion 112 of the bolt 110. Each of the upper beams 106 has a beam opening 118 which receives the bolt 110. In order to effect the pivotable connection between the other carriers 115 and upper beams 106, bolts 110 are passed through the openings 117 in the lifting ears 116 and the beam openings 118. The bolts 110 are then attached by attach a nut 113 to the threaded part 112.

I utførelsesformen i fig. 15-25 er det foretrukket at den indre innretning 65 bærer belastningen mellom en bøye (for eksempel 13) og dekkonstruksjonen 64 over en hovedandel av tiden. Det er derfor typisk et lite gap mellom løftedelen 129 og den nedre overflate 119 av bjelkeendene 107, 108. I en slik situasjon, ligger bunnen 72 av den nedre del 71 av den indre innretning 65 an mot den øvre overflate 124 av bøyen 13. For å etterse den indre innretning 65 (eller å erstatte denne), blir de hydrauliske jekker 119 aktivert slik at løftedelen 129 går opp inntil løftedelen 129 kommer i kontakt med den nedre overflate 109 av hver bjelkeende 107, 108. Fortsatt løfting av løftedelene 129 på jekken 119 bevirker at de øvre bjelker 106 beveger seg bort fra de nedre bjelker 101. Slik høyning av jekkene 119 øker avstanden mellom dekkonstruksjonen 64 og den øvre overflate 124 av hver bøye 13, 14, 15, 16. Til slutt stiger den nedre overflate 72 av den nedre del 71 over den øvre overflate 124 av bøyen 113 (se fig. 22), slik at plattformsbelast-ningen fjernes fra den indre innretning 65. Bolten 120 fjernes da ved demontering av festemutteren 122 fra bolten 120 som vist skjematisk ved pilen 89 i fig. 22. Et gap 123 mellom den nedre d el 71 og bøyen 13 er vist i fig. 22. Pilen 128 i fig. 23 illustrerer skjematisk løftingen av den indre innretning 65 oppover for fjernelse og ettersyn. Den ytre innretning 66 i fig. 23 bærer nå belastningen mellom dekkonstruksjonen 64 og bøyen 13. In the embodiment in fig. 15-25, it is preferred that the inner device 65 carries the load between a buoy (for example 13) and the deck structure 64 over a major proportion of the time. There is therefore typically a small gap between the lifting part 129 and the lower surface 119 of the beam ends 107, 108. In such a situation, the bottom 72 of the lower part 71 of the inner device 65 abuts the upper surface 124 of the buoy 13. For to inspect the internal device 65 (or to replace it), the hydraulic jacks 119 are activated so that the lifting part 129 goes up until the lifting part 129 comes into contact with the lower surface 109 of each beam end 107, 108. Continued lifting of the lifting parts 129 on the jack 119 causes the upper beams 106 to move away from the lower beams 101. Such raising of the jacks 119 increases the distance between the deck structure 64 and the upper surface 124 of each buoy 13, 14, 15, 16. Finally, the lower surface 72 rises from the lower part 71 over the upper surface 124 of the bend 113 (see fig. 22), so that the platform load is removed from the inner device 65. The bolt 120 is then removed by dismantling the fastening nut 122 from the bolt 120 as shown schematically at the arrow 89 in fig. 22. A gap 123 between the lower part 71 and the bend 13 is shown in fig. 22. The arrow 128 in fig. 23 schematically illustrates the lifting of the internal device 65 upwards for removal and inspection. The outer device 66 in fig. 23 now carries the load between the deck structure 64 and the buoy 13.

I fig. 26-28 og 29-30 vises en fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse. I fig. 29 viser pilen 153 bevegelse av en transportlekter 163 mot et flertall bøyer 13, 14, 15, 16 som er blitt posisjonert ved en ønsket lokalitet. Bøyer 13, 14, 15,16 holdes i denne posisjon ved bruk av for eksempel et flertall ankerkabler 32 som vist i fig. 26-30. In fig. 26-28 and 29-30 show a method according to the present invention. In fig. 29, the arrow 153 shows the movement of a transport barge 163 towards a plurality of buoys 13, 14, 15, 16 which have been positioned at a desired location. Buoys 13, 14, 15, 16 are held in this position using, for example, a plurality of anchor cables 32 as shown in fig. 26-30.

Transportlekteren 163 tilveiebringer et øvre dekk 164, en bunn 165, en babordside 166 og en styrbordside 167. Lekteren 163 har også endedeler 154, 155. Transportlekteren 163 kan være en hvilken som helst egnet lekter med en lengde, bredde og dybde som er egnet for transport av et multitonns overbygg til et jobb-sted. Typisk vil et slikt overbygg 53 montert på plattformen 17 være en multitonns-struktur som er i stand til å gjennomføre olje- og gassbrønn boreaktiviteter og/eller olje- og gassbrønnproduksjons-aktiviteter. The transport barge 163 provides an upper deck 164, a bottom 165, a port side 166 and a starboard side 167. The barge 163 also has end portions 154, 155. The transport barge 163 can be any suitable barge with a length, width and depth suitable for transport of a multi-tonne superstructure to a job site. Typically, such a superstructure 53 mounted on the platform 17 will be a multi-tonne structure capable of carrying out oil and gas well drilling activities and/or oil and gas well production activities.

I fig. 30 er lekteren 163 blitt posisjonert inntil flertallet av bøyer 13, 14, 15, 16. Som et eksempel er i fig. 29-30 transportlekteren 163 blitt posisjonert slik at bøyene 13,16 er på styrbordside 167 av transportlekteren 163. Bøyene 14,15 er posisjonert på babordside 166 av transportlekteren 163 som vist i fig. 26-28 og 30. In fig. 30, the barge 163 has been positioned until the majority of buoys 13, 14, 15, 16. As an example, in fig. 29-30 the transport barge 163 has been positioned so that the buoys 13,16 are on the starboard side 167 of the transport barge 163. The buoys 14,15 are positioned on the port side 166 of the transport barge 163 as shown in fig. 26-28 and 30.

Når de er i posisjonen vist i fig. 26 og 30, beveger en ballasterende opera-sjon bøyene 13, 14, 15, 16 i kontakt med plattformen 17, slik at en forbindelse full-føres. Mer spesifikt kommer festedelene 24 av de respektive bøyer 13, 14, 15, 16 i inngrep med og danner en leddforbindelse med de tilsvarende forbindelsesdeler 27 av plattformen 17 som vist i fig. 26-28 og i fig. 1-8 og 13-14. When they are in the position shown in fig. 26 and 30, a ballasting operation moves the buoys 13, 14, 15, 16 into contact with the platform 17, so that a connection is completed. More specifically, the fastening parts 24 of the respective buoys 13, 14, 15, 16 engage with and form an articulated connection with the corresponding connecting parts 27 of the platform 17 as shown in fig. 26-28 and in fig. 1-8 and 13-14.

Ballastering kan initialt oppnås ved å tilføre vann til bøyene 13, 14,15, 16, slik at de befinner seg i en lavere posisjon i vannet som vist i fig. 26 og 29-30. Vannet kan deretter pumpes fra det indre av hver av bøyene 13, 14, 14, 16 som vist skjematisk ved tallhenvisningen 60 i fig. 27. Etter som vann fjernes fra det indre av hver av bøyene 13-16, vil vannivået 151 i hver av bøyene 13-16 synke og hver av bøyene 13-16 vil stige som skjematisk indikert ved pilene 170 i fig. 27. Ballasting can initially be achieved by adding water to the buoys 13, 14, 15, 16, so that they are in a lower position in the water as shown in fig. 26 and 29-30. The water can then be pumped from the inside of each of the buoys 13, 14, 14, 16 as shown schematically by reference number 60 in fig. 27. As water is removed from the interior of each of the buoys 13-16, the water level 151 in each of the buoys 13-16 will drop and each of the buoys 13-16 will rise as schematically indicated by arrows 170 in fig. 27.

Hver av bøyene 13, 14, 15, 16 vil bli ballastet oppover i retningen av pilene 170 inntil dens festedel 24 danner en forbindelse med forbindelsesdelen 27 av plattformen 17. Alternativt kan lekteren 163 posisjoneres som vist i fig. 26 og 30. Lekteren 163 kan da senkes slik at lekteren 163, plattformen 17 og bore/produk-sjonsanlegget 53 senkes sammen med plattformen 17 inntil forbindelsesdelene 27 på plattformen 17 kommer til å hvile på festedelene 24 av bøyene 13-16. Each of the buoys 13, 14, 15, 16 will be ballasted upwards in the direction of the arrows 170 until its attachment part 24 forms a connection with the connection part 27 of the platform 17. Alternatively, the barge 163 can be positioned as shown in fig. 26 and 30. The barge 163 can then be lowered so that the barge 163, the platform 17 and the drilling/production facility 53 are lowered together with the platform 17 until the connection parts 27 on the platform 17 come to rest on the attachment parts 24 of the buoys 13-16.

Som enda et ytterligere alternativ kan det anvendes en kombinasjon av ballasting av lekteren 163 og bøyene 13, 14, 15, 16 for å forbinde hver av festedelene 24 av bøyene 13, 14,15, 16 til plattformen 17, slik at de fastsettinger som er vist i fig. 1, 2, 3, 4, 7, 8 oppnås. For eksempel kan lekteren 163 senkes ved bruk av ballasting mens bøyene 13, 14, 15, 16 samtidig heves ved bruk av ballasting. As yet another alternative, a combination of ballasting the barge 163 and the buoys 13, 14, 15, 16 can be used to connect each of the fastening parts 24 of the buoys 13, 14, 15, 16 to the platform 17, so that the fixings which are shown in fig. 1, 2, 3, 4, 7, 8 are achieved. For example, the barge 163 can be lowered using ballasting while the buoys 13, 14, 15, 16 are simultaneously raised using ballasting.

For utførelsesformen i fig. 13 og 14 kan det anordnes et lignende ballast-ingsarrangement hvori bolteforbindelsene 54, 55 tilsettes etter at plattformen 17 og bøyene 13,14, 15,16 er i de riktige løfteposisjoner i forhold til hverandre. For the embodiment in fig. 13 and 14, a similar ballasting arrangement can be arranged in which the bolt connections 54, 55 are added after the platform 17 and the buoys 13,14, 15,16 are in the correct lifting positions in relation to each other.

Med en gang overbygget som inkluderer plattformen 17 og anlegget 53 bæres som vist i fig. 28, kan overbygget (plattform 17 og anlegget 53) anbringes på en bærer i form av en enkeltsøyle 156 om ønsket ved bruk av enheten 10 ifølge den foreliggende oppfinnelse som et overføringsapparat. At once the superstructure which includes the platform 17 and the facility 53 is carried as shown in fig. 28, the superstructure (platform 17 and facility 53) can be placed on a carrier in the form of a single column 156 if desired using the unit 10 according to the present invention as a transfer apparatus.

Etter fjernelse av lekteren 163 (se fig. 26-30) kan nå slepebåter 159 anvendes for å slepe hver bøye 13, 14, 15, 16 til enkeltsøylen 156. Foreksempel kan hver båt 159 tilveiebringe en slepekabel 160 festet til en bøye 13, 14, 15 eller 16 eller til dekket 17 ved et anordnet feste 161. After removing the barge 163 (see fig. 26-30), tugboats 159 can now be used to tow each buoy 13, 14, 15, 16 to the single column 156. For example, each boat 159 can provide a tow cable 160 attached to a buoy 13, 14 , 15 or 16 or to the tire 17 by means of an arranged attachment 161.

I fig. 31, 32 og 33 drar båtene 159 bøyene 13, 14, 15, 16 til en posisjon som vist som bringer plattformen 17 til å ligge over den øvre endedel 157 av enkeltsøy-len 156. Ballasting kan da anvendes på enten å heve enkeltsøylen 156 eller senke bøyene 13, 14, 14, 16 (eller en kombinasjon av slik ballasting kan anvendes) for å bringe den øvre endedel 157 av enkeltsøylen 156 i inngrep med plattformen 17 som indikert ved pilen 162 i fig. 34 In fig. 31, 32 and 33, the boats 159 pull the buoys 13, 14, 15, 16 to a position as shown which brings the platform 17 to lie above the upper end part 157 of the single column 156. Ballast can then be applied to either raise the single column 156 or lower the buoys 13, 14, 14, 16 (or a combination of such ballasting may be used) to bring the upper end part 157 of the single column 156 into engagement with the platform 17 as indicated by arrow 162 in fig. 34

Ytterligere ballasting separerer hver bøye 13, 14, 15, 16 fra plattformen 17, slik at enkeltsøylen 156 alene bærer plattformen 17 og dens anlegg (se fig. 35). Further ballasting separates each buoy 13, 14, 15, 16 from the platform 17, so that the single column 156 alone supports the platform 17 and its installation (see fig. 35).

DELELISTE PARTS LIST

De foregående utførelsesformer er bare vist som eksempler idet rammen for den foreliggende oppfinnelse bare skal begrenses av de etterfølgende patent-krav. The preceding embodiments are only shown as examples, as the scope of the present invention shall only be limited by the subsequent patent claims.

Claims

1. Marine platform (10), comprising: a) a plurality of individual buoys (13,14, 15,16) b) a platform (17) with an oil and gas well producing facility and a peripheral portion including a plurality of connection positions (27), a connection position (27) for each buoy (13, 14, 15, 16); and further characterized by c) a plurality of connections connecting the buoys (13, 14, 15, 16) to the platform (17) at respective connection positions (27), each connection allowing buoy movement induced by the movement of the sea while the movement effect of the sea on the platform (17) is reduced; and d) the connection includes first and second connection devices which enable the removal of one of the connection devices for maintenance, the other device connecting the buoy (13, 14, 15, 16) to the platform (17) during such maintenance.

2. Marine platform (10) according to claim 1, further comprising an anchorage (32) extending from a plurality of the buoys (13, 14, 15, 16) to hold the platform (17) and the buoys (13, 14, 15, 16) in a desired location.

3. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that the connection includes a universal joint (62).

4. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that each of the devices is a universal joint (62).

5. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that the devices include an internal device (65) and an external device (66).

6. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that the devices include an internal universal joint and an external universal joint.

7. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that each buoy (13, 14, 15, 16) has a height and a diameter, the height being greater than the diameter.

8. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that there are at least three bends (13,14, 15, 16) and at least three connection positions (27).

9. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that there are at least four buoys (13, 14, 15, 16).

10. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that there are between 3 and 8 connection positions (27).

11. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that the platform (17) consists of a truss deck.

12. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that the truss deck has lower horizontal elements (19), upper horizontal elements (18), a plurality of inclined elements (21) which span between the upper and lower horizontal elements (18, 19).

13. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that each buoy (13, 14, 15, 16) is between 30.48 and 152.4 meters in height.

14. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that each buoy (13, 14, 15, 16) is between about 7.62 and 30.48 meters in diameter.

15. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that each buoy (13, 14, 15, 16) has a generally uniform diameter over a major part of its length.

16. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that each buoy (13, 14, 15, 16) has an upper end portion which is generally cylindrical in shape.

17. Marine platform (10) according to claim 1, further characterized in that it comprises a load device transfer mechanism, in which one of the devices (65, 66) can be loaded with the load transfer mechanism so that the other device is unloaded.

18. Marine platform (10) according to claim 1, characterized in that the buoys (13, 14, 15, 16) store a platform that holds between 500 and 100,000 tonnes.