NO338871B1 - Slange, system for transport av fluider mellom offshoreinstallasjoner og framgangsmåte for transport av kryogent fluid under vann - Google Patents
Slange, system for transport av fluider mellom offshoreinstallasjoner og framgangsmåte for transport av kryogent fluid under vann Download PDFInfo
- Publication number
- NO338871B1 NO338871B1 NO20090627A NO20090627A NO338871B1 NO 338871 B1 NO338871 B1 NO 338871B1 NO 20090627 A NO20090627 A NO 20090627A NO 20090627 A NO20090627 A NO 20090627A NO 338871 B1 NO338871 B1 NO 338871B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- hose
- layer
- pipeline
- pipe
- offshore installation
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 65
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 34
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 29
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 28
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims description 26
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 claims description 3
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims description 3
- 229920000785 ultra high molecular weight polyethylene Polymers 0.000 description 12
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 10
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 10
- 239000004699 Ultra-high molecular weight polyethylene Substances 0.000 description 9
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 7
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 7
- 229910001374 Invar Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 229910000963 austenitic stainless steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 5
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 4
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 3
- 229920003235 aromatic polyamide Polymers 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 3
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 3
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 3
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 3
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 3
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 3
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 239000002759 woven fabric Substances 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 2
- 239000004760 aramid Substances 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 229920006253 high performance fiber Polymers 0.000 description 2
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 2
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000004953 Aliphatic polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004812 Fluorinated ethylene propylene Substances 0.000 description 1
- 239000004705 High-molecular-weight polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229910001030 Iron–nickel alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000271 Kevlar® Polymers 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 240000007182 Ochroma pyramidale Species 0.000 description 1
- 229920001774 Perfluoroether Polymers 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 229920006356 Teflon™ FEP Polymers 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 229920003231 aliphatic polyamide Polymers 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 230000001595 contractor effect Effects 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004811 fluoropolymer Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000006261 foam material Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N hexafluoropropylene Chemical group FC(F)=C(F)C(F)(F)F HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004761 kevlar Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 229920009441 perflouroethylene propylene Polymers 0.000 description 1
- 239000013500 performance material Substances 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 239000006223 plastic coating Substances 0.000 description 1
- 239000002984 plastic foam Substances 0.000 description 1
- 229920001748 polybutylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000002990 reinforced plastic Substances 0.000 description 1
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L59/00—Thermal insulation in general
- F16L59/14—Arrangements for the insulation of pipes or pipe systems
- F16L59/141—Arrangements for the insulation of pipes or pipe systems in which the temperature of the medium is below that of the ambient temperature
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L59/00—Thermal insulation in general
- F16L59/14—Arrangements for the insulation of pipes or pipe systems
- F16L59/153—Arrangements for the insulation of pipes or pipe systems for flexible pipes
Description
Den foreliggende oppfinnelsen angår et rør ifølge den innledende del av patentkrav 1, et system for transport av fluider mellom en første og andre offshorekonstruksjon ved overflaten ifølge den innledende del av patentkrav 1, et system for transport av fluider mellom en første offshorekonstruksjon ved overflata og en landbasert offshorekonstruksjon ifølge den innledende del av patentkrav 17, og en framgangsmåte for transport av et kryogent fluid under vann ifølge den innledende del av patentkrav 18.
Bakgrunn
Det er mange systemer for å transportere fluider fra en offshoreinstallasjon slik som et skip eller annen plattform til en undersjøisk rørledning. Eksempler på slike systemer inkluderer: (1) Konvensjonelt fler-bøye fortøyningssystem (CMBM). I dette systemet løper et stigerør direkte fra offshoreinstallasjonen ned til rørledningen, med støttende bøyer anordnet i intervaller langs lengden til slangen. (2) Enkelt tårn enefortøyningssystem (STM). I dette systemet er et fortøyningstårn festet til havbunnen og strekker seg til havoverflaten. Fortøyningstårnet støtter et stigerør som strekker seg fra havoverflaten til rørledningen. En slange eller at annet rør kan strekke seg fra offshoreinstallasjonen og bli forbundet til enden av slangen ved toppen til fortøyningstårnet. (3) Enkelt ankerbein fortøyningssystem (SALM). I dette systemet er en bøye lokalisert nær offshoreinstallasjonen, bøyen er festet til, og støtter, en koplingsenhet lokalisert på eller nær havbunnen. Et stigerør strekker seg fra offshoreinstallasjonen til koplingsenheten, så fra koplingsenheten til rørledningen. En videre seksjon av røret løper fra koplingsenheten til rørledningen. (4) Kjetting ankerbein fortøyningssystem (CALM). I dette systemet er en bøye lokalisert nær offshoreinstallasjonen. Et stigerør løper fra bøyen til en undervanns koplingsenhet vanligvis lokalisert på eller nær havbunnen. En videre del av røret løper fra koplingsenheten til rørledningen. En slange eller annet rør kan strekke seg fra offshoreinstallasjonen og bli forbundet til enden av slangen ved bøyen. Det er forskjellige konfigurasjoner av CALM-systemet inkludert systemene "Steep S", "Lazy S" og "Chinese Lånte rn".
Alle systemene beskrevet over er velkjent teknologi, og det er andre mulige systemer som ikke er beskrevet over, slik som for eksempel bruk av en mellomliggende offshoreinstallasjon. Den vesentlige egenskapen til alle disse systemene er at et stigerør er tilveiebrakt for å levere fluider fra en offshoreinstallasjon, slik som et skip, til en undervanns installasjon, slik som en rørledning. Den nøyaktige konfigurasjonen til stigerøret, og til støttestrukturen for stigerøret, kan varieres avhengig av rådende forhold ved den bestemte offshorelokasjonen. Avhengig av bestemte detaljer ved systemet omfatter stigerøret nedsunkne, flytende og luftseksjoner.
Rørledninger er generelt konstruert etter en av to framgangsmåter. Den første og generelt den mest vanlige framgangsmåten for både rørledninger på land og offshorerørledninger er ved å sveise sammen korte lengder av metall rør. Dette metallrøret kan dekkes for rustbeskyttelse og ofte i marineanvendelser er det et betongdekke for vekt og mekanisk beskyttelse. I noen anvendelser er det påført et tykt dekke slik som syntaktisk polyuretan for isolering. Et dekke er vanligvis påført etter at en skjøt er laget. I offshoreinstallasjoner er skjøtene enten laget i en vesentlig horisontal posisjon fra en leggelekter (den såkalte "S-lay"-framgangsmåten) eller i en nær vertikal posisjon (den såkalte "J-lay"-framgangsmåten). J-lay er vanligvis den foretrukne framgangsmåten ved oppbygning av rørledning på dypt vann.
Alternativet til å sette sammen korte rørseksjoner på en offshoreleggelekter er spolingsframgangsmåten hvor den kontinuerlige rørledningen er lagret med noe plastdeformasjon på en stor spole. Når rørledningen spoles av spolen passerer den igjennom en utretter for å reversere plastdeformasjonen fra lagringen.
I noen anvendelser er kravene til isolering både med hensyn til termiske egenskaper og vanndybdekapasitet slik at rør-i-rørsystemer er utviklet. Her er en relativt kort lengde av et rør plassert på innsiden av et annet rør og de er føyd sammen for å lage en kontinuerlig rørledning. Det ringformede rommet imellom de konsentriske rørene kan enten fylles med isolasjon eller være et vakuum.
Sammenlignet korte rørledninger på land for kryogene anvendelser er vanlig og disse er typisk bygd opp av austenittisk rustfritt stål som er egnet for tjeneste ved temperaturer assosiert med flytende nitrogen ved omtrent -196<0>C og flytende naturgass ved omtrent -163<0>C. Et kjent problem med anvendelser av kryogene rørledninger på land er den termiske sammentrekningen når rørledningen kjøles fra omgivelsestemperatur til temperaturen til den transporterte flytende naturgassen. For austenittisk rustfritt stål er dette ekvivalent til en sammentrekning på omtrent 2,8 mm/m. For å styre den resulterende termiske belastningen er ekspansjonsbøyer plassert i rørledningen jevnlig. En senere utvikling ved Osaka Gas og andre er å bruke rørledninger laget av legering med 36 % nikkel og 64 % jern. Legeringen er også kjent under handelsnavnet INVAR (registrert varemerke). Denne legeringen, oppdaget i 1896 av Charles-Edouard Guillaume, har egenskapen av minimale dimensjonsendringer ved temperaturvariasjoner. Når det kjøles fra omgivelsestemperatur til temperaturen til flytende naturgass er sammentrekningen 0,3 mm/m, en størrelsesorden mindre enn austenittisk rustfritt stål. Dette er spesielt fordelaktig ved at det vesentlig reduserer behovet for utbredt bruk av ekspansjonsbøyer.
Siden de er metaller har austenittisk rustfritt stål og INVAR (RTM) ingen effektive isolasjonsegenskaper og derfor er enten konvensjonell isolasjon påført eller rørledningen tillates å selvisolere seg ved å bygge opp et lag av is.
Opp til i dag er det ikke bygd marine rørledninger for kryogene anvendelser. En marin rørledning for transport av kryogene fluider må sette på dagsorden de to problemene med termisk utvidelse og isolasjon. Dette har ledet til utviklingen av konsentriske rørutforminger basert på konvensjonelle rør-i-rør-utforminger. Disse utformingene bruker INVAR (RTM) for å løse det termiske ekspansjonsproblemet og isolasjonsmaterialer med høy ytelse, slik som faste skum i de resulterende ringformede rom brukes for å sette isolasjonsproblemet på dagsorden. Disse utformingene er dyre med hensyn til materialer og oppbygning.
Den foreliggende oppfinnelsen gjelder spesielt rørledningen som vanligvis ligger på eller nær havbunnen. En slik rørledning omfatter typisk et ytre rør, et indre rør og et isolasjonslag anordnet imellom de ytre og indre rørene. Som diskutert ovenfor, i kjent teknikk kan det ytre røret være rustfritt stål og det indre røret være en jern-nikkel legering, slik som et materiale solgt under handelsnavnet INVAR. Materialet INVAR (RTM) er valgt for dette formålet fordi det har en lav koeffisient for termisk ekspansjon, slik at de indre og ytre rørene utvider og trekker seg sammen med tilsvarende mengder, på tross av temperaturvariasjonene mellom det indre og ytre røret, som i første rekke er forårsaket av tilstedeværelsen til isolasjonslaget. Selv om rørledninger med et INVAR (RTM) indre rører effektive for transport av kryogene fluider, er de svært dyre på grunn av nikkelinnholdet.
WO 2006044053 legger fram et system for leveranse av kryogene fluider fra et skip til en undervannslokasjon. Likevel, dette patentet inneholder ingen informasjon om hvordan man skal utforme en rørledning til hvilken kryogene fluider kan leveres.
FR 2 753 257 A er et annet eksempel fra den kjente teknikk der en overføringsledning for kryogent fluid er formet av et indre overføringsrør, en ytre rørformet mantel som omgir det indre overføringsrøret. Et isolerende lag er lokalisert i et absorberende rom mellom det indre røret og mantelen. Det indre røret er laget av et metallisk materiale med lav termisk kontra ksjonskoeffisient.
US patentskrift 4,924,679 A er nok et eksempel fra den kjente teknikk. Denne publikasjonen beskriver en fleksibel kryogenisk slange som omfatter et indre kryogenisk rør omgitt av en konsentrisk termisk mantel, et lukket konsentrisk kammer og en ytre beskyttende mantel.
Formål
Det er en målsetning med oppfinnelsen å tilveiebringe et rør med robustheten og temperaturmotstandskarakteristikkene som erønskelig for en effektiv transport av fluider gjennom en rørledning.
Oppfinnelsen
Dette formålet oppnås med et rør ifølge den karakteriserende del av patentkrav 1, et system for transport av fluider mellom en første og andre offshorekonstruksjon ved overflaten ifølge den karakteriserende del av patentkrav 1, et system for transport av fluider mellom en første offshorekonstruksjon ved overflata og en landbasert offshorekonstruksjon ifølge den karakteriserende del av patentkrav 17, og en framgangsmåte for transport av et kryogent fluid under vann ifølge den karakteriserende del av patentkrav 18. Ytterligere fordelaktige trekk framgår av de respektive uselvstendige patentkravene.
I samsvar med et første aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebrakt et rør som omfatter en ytre stiv kanal og en indre rørformet struktur, den indre rørformede strukturen er omfatter en fleksibel slange, hvori slangen omfatter et rørformet legeme anordnet imellom indre og ytre gripelementer, det rørformede legemet inkluderer et tettelag, og er dannet av et materiale som er i stand til å motstå kryogene temperaturer, hvori den indre rørformede strukturen har isolasjonsegenskaper tilstrekkelig for å beskytte den ytre stive kanalen fra de lave temperaturene til de kryogene fluidene som flyter innenfor den indre rørformede strukturen.
I en spesielt fordelaktig utførelse er endene på den stive kanalen og den fleksible slangen tettet for å forhindre inntreden av fluider mellom den stive kanalen og slangen.
I en videre spesielt fordelaktig utførelse er i det minste en ende av røret tilpasset å bli forbundet til et undervanns stigerør.
Røret i samsvar med oppfinnelsen er egnet for bruk i undervannslokasjoner. Det må likevel forstås at under bruk under bruk vil ikke nødvendigvis hele røret være oppstilt under vann.
Det rørformede legemet omfatter fortrinnsvis i det minste to av forsterkningslagene med tettelaget i en sandwichkonstruksjon derimellom.
Fortrinnsvis er det tilveiebrakt et videre forsterkningslag imellom det ytre gripeelementet og det aksiale forsterkningsmiddelet.
Den endelige styrken til forsterkningslaget/ene er fortrinnsvis mellom 100 og 700 kN for en slange med 20 cm (8") i diameter. Det er foretrukket at bøye belastningen ved brudd i forsterkningslaget/ene er i området 2 % til 15 %.
Det er foretrukket at slangen videre inkluderer et aksialt forsterkningsmiddel. Fortrinnsvis omfatter det aksiale forsterkningsmiddelet en generelt rørformet kappe dannet av et sjikt av materiale tilveiebrakt i en rørform, slik at kappen kan opprettholde helheten til sin rørform når det utsettes for aksiale strekkspenninger. Slangen kan tilveiebringes med to eller flere rørformede kapper for videre å forbedre ytelsen til slangen under aksial strekkspenning. Det er spesielt foretrukket at det aksiale forsterkningsmiddelet blir tilveiebrakt i form av en generell rørformet fletting. I denne spesifikasjonen refererer betegnelsen "fletting" til et materiale som er dannet av to eller flere fibre eller garn som har blitt flettet sammen for å danne en langstrakt struktur. Det er en egenskap ved flettingen at den kan strekke seg i lengden når den utsettes for aksial strekkspenning, Det er videre en egenskap ved flettingen at, når den er tilveiebrakt i en rørform, så vil diameteren reduseres når flettingen utsettes for aksial strekkspenning. Følgelig, ved å tilveiebringe en rørformet fletting rundt det rørformede legemet, eller innenfor strukturen til det rørformede legemet, vil flettingen utøve en innoverrettet kraft på i det minste en del av det rørformede legemet når den utsettes for aksial strekkspenning. Det er foretrukket at hele den rørformede kappen er tilveiebrakt i form av flettingen. Likevel, det er mulig for bare en eller flere deler av lengden til den rørformede kappen kan tilveiebringes i form av flettingen. Det er også foretrukket at flettingen strekker seg hele veien rundt omkretsen til den rørformede kappen. Likevel, det er mulig for bare en del av omkretsen til den rørformede kappen å bli tilveiebrakt i form av flettingen. Flettingen kan tilveiebringes i en biaksial form (det vil si i hvilken flettingen er dannet av bare to sammenflettede fibre eller garn) eller i en triaksial form (det vil si i hvilken det også er langsgående utstrekkende fibre eller garn, forøket aksial styrke).
Selv om det er foretrukket å tilveiebringe aksiale forsterkningsmidler i form av en fletting, kan det tilveiebringes i andre former som møter de funksjonelle kravene spesifisert over. Følgelig kan de aksiale forsterkningsmidlene tilveiebringes som et egnet arrangement av strenger eller tau spiralformet viklet rundt det rørformede legemet.
Følgelig, alternativt, eller i tillegg, omfatter de aksiale forsterkningsmidlene et flertall aksiale forsterkningsremser som strekker seg langs lengden til slangen. De aksiale forsterkningsremsene er fortrinnsvis med like avstander rundt omkretsen til slangen. Det kan være to, tre, fire, fem, seks, sju, åtte eller flere remser. Mer foretrukket er det tre, fire, fem eller seks remser, helst med fire eller seks remser. Fortrinnsvis er hver aksial forsterkningsremse laget av et stoff som har et varp og et veft. Mer foretrukket er varpet til hver aksiale forsterkningsremse anordnet ved en vinkel på 0° til 10° til den langsgående aksen til slangen. Mer foretrukket er varpet til hver aksiale forsterkningsremse anordnet med en vinkel på 0<0>til 5<0>til den langsgående aksen til slangen. Helst er varpet til hver aksiale forsterkningsremse anordnet med en vinkel på 0<0>til 2<0>til den langsgående aksen til slangen.
Det aksiale forsterkningsmiddelet kan arrangeres mellom det ytre gripeelementet eller det rørformede legemet. Alternativt kan det aksiale forsterkningsmiddelet inkorporeres innenfor det rørformede legemet, det vil si mellom forsterkningslaget og tettelaget.
Materialene for oppbygningen av slangen bør velges for å sette slangen i stand til å funksjonere i den omgivelsen som den er ment for. Følgelig, det er et behov for slangen å være i stand til å transportere trykksatte fluider derigjennom uten lekkasje av fluid gjennom veggene på slangen. Det er også et behov for slangen å motstå repetert fleksing, og å motstå de aksiale belastninger forårsaket ved en kombinasjon av slangens og fluidets vekt. Også hvis slangen er ment for bruk til å transportere kryogene fluider, bør materialet være i stand til å bli drevet under ekstremt kalde temperaturer uten noen betydelig reduksjon i ytelse. Hovedhensikten for det eller hvert forsterkningslag er å motstå tønnebåndbelastninger som slangen utsettes for under transport av fluider derigjennom. Følgelig, ethvert forsterkningslag som har den påkrevde grad av fleksibilitet, og som kan motstå de nødvendige belastninger, vil være passende. Dersom slangen er planlagt for transport av kryogene fluider, så må det eller hvert forsterkende lag også være i stand til å tåle kryogene temperaturer.
Det er foretrukket at det eller hvert forsterkende lag er dannet av et sjikt av materiale som er viklet til en rørform ved å vikle sjiktmaterialet på en spiralformet måte. Dette betyr at det eller hvert forsterkningslag ikke har mye motstandskraft mot aksial strekkspenning, siden tilføring av en aksial kraft vil tendere til å dra vindingene fra hverandre. Det eller hvert forsterkningslag kan omfatte et enkelt kontinuerlig lag av sjiktmateriale, eller kan omfatte to eller flere enkle kontinuerlige lag av sjiktmateriale. Likevel, mer vanlig (og avhengig av lengden på slangen) vil det eller hvert lag av sjiktmateriale bli dannet av et flertall av separate lengder av sjiktmateriale anordnet langs lengden til slangen.
I den foretrukne utførelsen omfatter det eller hvert forsterkningslag et stoff, helst et vevet stoff. Det eller hvert forsterkningslag kan være et naturlig eller syntetisk materiale. Det eller hvert forsterkningslag er konvensjonelt dannet av en syntetisk polymer, slik som en polyester, et polyamid eller et polyolefin. Den syntetiske polymeren kan tilveiebringes i form av fibre, eller et garn, fra hvilket stoffet skapes.
Når det eller hvert forsterkende lag omfatter en polyester, er det fortrinnsvis polyetylen teraftalat. Når det eller hvert forsterkningslag omfatter et polyamid, så kan det være et alfatisk polyamid, slik som nylon, eller det kan være et aromatisk polyamid, slik som en aramidsammensetning. For eksempel kan det eller hvert forsterkningslag være et poly-(p-fenylenteraftalamid) slik som KEVLAR (Registrert varemerke).
Når det eller hvert forsterkningslag omfatter en polyolefin, så kan det være et polyetylen, polypropylen eller polybutylen homopolymer, eller en kopolymer eller terpolymer derav, og er fortrinnsvis monoaksialt eller biaksialt orientert. Mer foretrukket er polyolefinet et polyetylen, og helst er polyetylenet et høy molekylvekts polyetylen, spesielt UHMWPE. I den foretrukne utførelsen er det aksiale forsterkningsmiddelet også UHMWPE.
UHMWPE-en som er brukt i den foreliggende oppfinnelsen vil generelt ha en gjennomsnitts molekylærvekt på over 400 000, typisk over 800 000 og vanligvis over 1000 000. Gjennomsnittsmolvekten vil vanligvis ikke overstige omtrent 15 000 000. UHMVPE-en er fortrinnsviskarakterisert veden molekylærvekt fra omtrent 1 000 000 til 6 000 000. UHMWPE-en som er mest brukbar i den foreliggende oppfinnelsen er meget orientert og ville vanligvis ha blitt strukket i det minste 2-5 ganger i en retning og i det minste 10 - 15 ganger i den andre retningen.
UHMWPE-en som er mest brukbar i den foreliggende oppfinnelsen vil generelt ha en parallell orientering større enn 80 %, vanligere større enn 90 % og fortrinnsvis større enn 95 %. Krystalliniteten vil generelt være større enn 50 %, vanligere større enn 70 %. En krystallinitet på opptil 85-90% er mulig.
UHMWPE er beskrevet i for eksempel US-A-4344908, US-A-4411845, US-A-4422993, US-A-4430383, US-A-4436689, EP-A-183285, EP-A-0438831 og EP-A- 0215507.
Det er spesielt fordelaktig at det eller hvert forsterkende lag omfatter en meget orientert UHMWPE, slik som den som er tilgjengelig fra DSM High Performance Fibres BV (et Nederlandsk selskap) under handelsnavnet DYNEEMA, eller det som er tilgjengelig fra US konsernet AlliedSignal Inc. under handelsnavnet SPECTRA. Tilleggsdetaljer om DYNEEMA er framlagt i en handelsbrosjyre som har tittelen "DYNEEMA; the top performance in fibres; properties and application" utgitt av DSM High Performance Fibers BV, utgave 02/98. Tilleggsdetaljer om SPECTRA er framlagt i en handelsbrosjyre med tittelen "Spectra Performance Materials" utgitt av AlliedSignal Inc., utgave 5/96. Disse materialene har vært tilgjengelig siden 1980 tallet.
I den fortrukne utførelsen omfatter det eller hvert forsterkende lag et vevd stoff dannet av fibre arrangert i en veft og en varpretning. Vi har funnet at det er spesielt fordelaktig hvis det eller hvert forsterkende lag er arrangert slik at stoffets varpretning er i en vinkel på mindre enn 20<0>til den aksiale retningen på slangen; vi foretrekker også at denne vinkelen er større enn 5 °. I den foretrukne utførelsen er det eller hvert forsterkende lag arrangert slik at stoffets varp retning er på en vinkel av fra 10<0>til 20 °, helst rundt 15 °, til den aksiale retningen til slangen.
Hensikten med tettelaget er først og fremst å forhindre lekkasje av transporterte fluider gjennom det rørformede legemet. Følgelig, ethvert tettelag som har den påkrevde grad av fleksibilitet, og som kan tilveiebringe denønskede tettefunksjon, vil være passende. Dersom slangen er ment for transport av kryogene fluider, så må også tettelaget være i stand til å tåle kryogene temperaturer.
Tettelaget kan lages av de samme grunnleggende materialer som det eller hvert forsterkende lag, spesielt UHMWPE. Som et alternativ kan tettelaget være en fluorpolymer, slik som: polytetrafluoreten (PTFE); en fluorinert eten-propylen-kopolymer, slik som en kopolymer av heksafluorpropen og tetrafluoreten (tetrafluoreten-perfluorpropylen) tilgjengelig fra DuPont Fluoroproducts under handelsnavnet Teflon FEP; eller et fluorinert hydrokarbon - perfluoralkoksy - tilgjengelig fra DuPont Fluoroproducts under handelsnavnet Teflon PFA. Disse beleggene kan lages ved ekstrudering eller ved blåsing.
Vi foretrekker at tettelaget er dannet av et sjikt av materiale som er viklet til en rørform ved å vikle sjiktmaterialet på en spiralformet måte. Som med forsterkningslagene betyr dette at det eller hvert tettelag ikke har mye motstandskraft mot aksial strekkspenning, siden tilføring av en aksial kraft vil tendere til å dra tørnene fra hverandre. Tettelaget kan omfatte et enkelt kontinuerlig lag av sjiktmateriale, eller det kan omfatte to eller flere enkle kontinuerlige lag av sjiktmateriale. Likevel, mer vanlig (og avhengig av lengden på slangen) vil det eller hvert lag av sjiktmateriale bli dannet av et flertall av separate lengder av sjiktmateriale arrangert langs lengden av slangen. Hvisønskelig kan tettelaget omfatte en eller flere varmekrympende tettehylser (det vil si i rørform) som er arrangert over det indre forsterkningslaget.
Vi foretrekker at tettelaget omfatter et flertall av overlappende lag med belegg. Fortrinnsvis vil det være i det minste to lag, mer foretrukket i det minste 5 lag, og helst i det minste 10 lag. I praksis kan tettelaget omfatte 20, 30, 40 50 eller flere lag med belegg. Den øvre grensen for antall lag avhenger av den samlede størrelsen på slangen, men det er usannsynlig at mer enn 10 lag skulle være nødvendig. Vanligvis vil på den meste 50 lag være tilstrekkelig. Tykkelsen på hvert lag med belegg vil typisk være i området 50 til 100 mikrometer.
Det vil selvsagt forstås at mer enn ett tettelag kan tilveiebringes.
Isolasjonslaget kan påmonteres på innsiden av den stive kanalen, det vil si arrangert på innsiden av den stive kanalen. Alternativt kan isolasjonslaget arrangeres mellom slangen og den stive kanalen som et lag som er separat fra slangen og den stive kanalen.
Likevel, det er foretrukket at isolasjonslaget er inkorporert i slangen. Isolasjonslaget kan være påmontert utsiden av slangen, det vil si arrangert på utsiden av det ytre gripeelementet mellom det ytre gripeelementet og tettelaget til det rørformede legemet. Isolasjonslaget kan omfatte ethvert materiale som er konvensjonelt brukt for å tilveiebringe isolasjon i kryogent utstyr, slik som et syntetisk skummateriale.
I en foretrukket utførelse omfatter isolasjonslaget et langstrakt element, laget av et isolerende materiale, som har motsatte langsgående kanter, det langsgående elementet er spiralformet viklet rundt det rørformede legemet slik at de motsatte langsgående kantene til laget er i et tilstøtende eller overlappende arrangement, hvori hver langsgående kant inkluderer en formasjon som er i stand til å danne et felles inngrep med en samvirkende formasjon på den motsatte langsgående kanten. Det langstrakte elementet er fortrinnsvis arrangert på utsiden av det ytre gripeelementet, og derved dannes et dekke for det ytre laget. Et egnet langstrakt element er beskrevet mer i detalj i 2004/044472.
I en annen foretrukket utførelse inkluderer isolasjonslaget et stoff dannet av basaltfibre. Egnede basaltfiberstoffer er tilgjengelige fra Sudaglass Fiber Company under handelsbetegnelsene BT-5, BT-8, BT-10, BT-11 og BT-13. Den foretrukne tykkelsen på stoffet er fra omtrent 0,1 mm opp til omtrent 0,3 mm. Hvisønskelig kan det benyttes et flertall lag med basaltstoff.
Det vil være på den rene at mer enn ett isolasjonslag kan tilveiebringes, og at slangen kan inkludere to eller flere forskjellige typer av isolasjonslag.
En endetilpassing er fortrinnsvis tilveiebrakt ved hver ende av slangen. Endetilpassingen er fortrinnsvis av typen beskrevet i WO01/96772 eller WO 2004/079248.
De indre og ytre gripeelementene til slangen er fortrinnsvis spiralformede gripeelementer, mer foretrukket spiralformede vaiere. Følgelig danner fortrinnsvis hvert av gripeelementene en spole som griper og holder det rørformede legemet og ethvert annet mellomliggende lag. Fortrinnsvis er de indre og ytre spolene påført i en spiralformet konfigurasjon med samme avstand mellom tørnene, og posisjonen til tørnene til den ytre spolen er posisjonert forskjøvet med halvparten av avstanden mellom tørnene fra posisjonen til tørnene til den indre spolen.
Det er en viktig egenskap ved oppfinnelsen at den ytre stive kanalen er passende beskyttet mot temperaturen til de kryogene fluidene som transporteres gjennom den indre rørformede strukturen. Den ytre kanalen er typisk et metall eller forsterket plast, og det er viktig å holde temperaturen til den indre flaten til den ytre stive kanalen over omtrent -20 °C for å tilveiebringe passende beskyttelser mot utvidelse/sammentrekningseffektene beskrevet over. Fortrinnsvis bør temperaturen til den indre flaten av den ytre stive kanalen bli holdt innenfor 30 °C, mer foretrukket innenfor 20 °C, av temperaturen til vannet som omgir røret. Den omkringliggende vanntemperaturen er typisk i området 5 °C til 30 °C. Følgelig er temperaturen til den indre flaten til den ytre stive kanalen fortrinnsvis innenfor området på omtrent 5 °C til omtrent 20 °C.
Det er viktig at temperaturen til den indre flaten til den ytre kanalen forblir over skjørhetstemperaturen til materialet til slangen. Denne skjørhetstemperaturen er typisk under -20 °C og den avhenger av valg av materiale.
Den påkrevde isolasjonen kan oppnås på flere måter. En måte er å stole utelukkende på isolasjonen tilveiebrakt ved det rørformede legemet til den indre rørformede strukturen. Materialene til det rørformede legemet kan være slik at de tilveiebringer den påkrevde isolasjon. Videre, i den foretrukne utførelsen, er materialene til det rørformede legemet dannet ved å vikle multiple lag rundt en spindel, i en prosess som etterlater en viss mengde luft innenfor lagene, noe som tilveiebringer ytterligere isolasjon.
I en annen utførelse er den indre rørformede strukturen forsynt med et isolasjonslag dannet av et isolerende materiale. Isolasjonslaget kan være et spesielt lag av det rørformede legemet, eller det kan være et lag dannet rundt det ytre gripeelementet.
I en annen utførelse er et isolasjonslag dannet av et isolerende materiale tilveiebrakt imellom den indre rørformede strukturen og det ytre røret.
I en annen utførelse kan isolasjonslaget tilveiebringes ved et partikulært isoleringsmateriale (for eksempel mikrokuler) arrangert i rommet mellom den indre rørformede strukturen og det ytre røret. De isolerende partiklene kan typisk omfatte glass mikrosfærer, perlitt, polystyren partikler. Partiklene kan plasseres i rommet ganske enkelt ved å pumpe dem imellom den indre rørformede strukturen og den ytre kanalen.
Den påkrevde isolasjon kan tilveiebringes ved enhver kombinasjon av de spesifikke teknikkene beskrevet over.
Den stive kanalen er typisk laget av stål, spesielt karbonstål eller austenittisk rustfritt stål. Det kan tilveiebringes med et eksternt og/eller internt belegg, som fortrinnsvis er vanntett. Eksempler på belegg er sammensmeltet bundet epoksy, polypropylen og polyetylen. Kanalen er en rørformet struktur av enhver ønsket form, selv om den typisk vil ha en sirkulær snittform.
Dimensjonene til slangen og den stive kanalen kan velges enten slik at slangen og den stive kanalen er i kontakt, eller fortrinnsvis, slik at det er et gap mellom slangen og den stive kanalen. En eller flere avstandsstykker er fortrinnsvis tilveiebrakt imellom den indre rørformede strukturen og den ytre stive kanalen for å holde kanalen i et forhold med avstand med hensyn til den indre rørformede strukturen. Det eller hvert avståndsstykke omfatter fortrinnsvis en ring som strekker seg rundt utsiden på slangen. Et flertall av de nevnte ringer kan tilveiebringes langs lengden til slangen. Den eller hver avstandsring kan for eksempel være polyuretan, PTFE eller en ved slik som balsa eller kork. Den eller hver avstandsring kan være gummi, hvis det er tilstrekkelig underliggende isolasjon til å beskytte gummi avstandsringen fra temperaturen til de kryogene fluidene som skal transporteres igjennom den indre rørformede strukturen.
I en annen utførelse kan avstandsstykket være i form av et tau eller stang viklet på en spiralformet måte mellom den indre rørformede strukturen og det ytre røret. Viklingen kan være med en lang og/eller nær avstand mellom viklingene. Tauet eller stanga kan for eksempel være et polyestertau, en polyuretanremse med rektangulært tverrsnitt eller en gummi med sirkulært tverrsnitt.
Røret i samsvar med oppfinnelsen er formålstjenlig i en vid mangfoldighet av anvendelser, men det er spesielt formålstjenlig ved transport av kryogene fluider, spesielt fluider ved temperaturer under -100 °C, mer foretrukket fluider ved en temperatur på eller under omtrent -104 °C (kokepunktet for etylen), og helst fluider ved en temperatur på eller under omtrent -150 °C. Røret kan effektivt transportere LNG ved temperaturer på omtrent -162 °C, og kan effektivt transportere flytende oksygen eller nitrogen ved temperaturer på omtrent -183 °C eller -196 °C respektive. I praksis vil den laveste praktiske temperaturen ved hvilken røret vil bli brukt være fra omtrent -200 °C til-220 °C.
Den indre diameteren til den stive kanalen er fortrinnsvis minst 150 mm. Mer foretrukket er den indre diameteren slangen fortrinnsvis minst 150 mm. Den indre diameteren til slangen kan være så stor som 400 mm eller til og med så stor som 600 mm eller 800 mm.
Røret er typisk levert i lengder fra 5 m til 20 m, selv om det er mulig å levere rørlengder som er lengre eller kortere. Rørseksjonene kan føyes sammen for å tilveiebringe en rørledning med denønskede lengden, som kan være noen titalls meter eller noen hundre meter eller opp til noen tusen meter.
Røret i samsvar med oppfinnelsen kan framstilles ved å plassere slangen, eller en streng som omfatter multiple lengder av slange forbundet ende til ende, innenfor den stive kanalen, for eksempel ved å bli dratt igjennom kanalen.
Generelt, driftstrykket i røret vil være i området fra omtrent 500 kPa mål opp til omtrent 2 000 kPa mål, eller muligens opp til omtrent 2 500 kPa mål. Disse trykkene relaterer seg til driftstrykk til slangen, ikke trykkutbrudd (som kan være flere ganger større). Den volumetriske flytraten avhenger av fluidmediet, trykket og den indre diameteren. Flytrater fra 1 000m<3>/t opp til 12 000m<3>/t er typiske.
I samsvar med et annet aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebrakt en rørledning som omfatter et flertall rør som beskrevet over, de nevnte rør er forbundet ende til ende. Rørledningen kan være noen få meter i lengde, men fortrinnsvis er lengden til rørledningen minst 100 m, mer foretrukket minst 200 m og helst minst 500 m. Rørledningen er fortrinnsvis ikke mer enn 5000 m i lengde, mer foretrukket ikke mer enn 2 000 m, og den kan være mindre enn 1 000 m i lengde. Typisk er lengden fra omtrent 100 m til 2 000 m.
Røret i samsvar med oppfinnelsen er spesielt formålstjenlig i anvendelser som involverer transport av fluider, spesielt kryogene fluider, langs havbunnen. Røret kan være påkrevet for å transportere fluidene mellom to offshoreoverflateinstallasjoner, eller mellom en offshoreoverflateinstallasjon og en landbasert installasjon.
Overflate offshoreinstallasjonen kan være en permanent installasjon eller en midlertidig installasjon, og arrangert på overflaten av vannet; det må forstås at under normale omstendigheter vil noe av installasjonen strekke seg over vannflaten og noe av installasjonen vil være nedsunket. En permanent installasjon er en som, etter installasjon, forblir permanent stasjonær i posisjon over havbunnen. Eksempler på permanente installasjoner inkluderer en stålkappe støttestruktur og en tyngdekraftbasert støttestruktur. En midlertidig installasjon er en som kan flyttes fra lokasjon til lokasjon. Eksempler på en midlertidig installasjon er et flytende fartøy, vanligvis har det et stål eller betong skrog, slik som et skip eller lekter eller halvt nedsenkbar eller strekkforankret plattform. Et annet eksempel på en midlertidig installasjon er et flytende produksjonsmagasin og avlastningsenhet. Overflateoffshoreinstallasjonen kan ha midler for produksjon av olje eller gass fra under havbunnen. I tillegg, eller i stedet for, kan overflateoffshoreinstallasjonen ha midler for lagring av olje eller gass, og gassen kan være i en flytende form.
Altså, i samsvar med et annet aspekt av oppfinnelsen, er det tilveiebrakt et system for transport av fluider mellom en første overflateoffshoreinstallasjon og en andre overflateoffshoreinstallasjon, som omfatter et første stigerør operativt forbundet til den første overflateoffshoreinstallasjonen og til en første ende av en rørledning arrangert langs havbunnen, et andre stigerør operativt forbundet til den andre overflateoffshoreinstallasjonen og til en andre ende av rørledningen, hvorved fluid kan flyte fra den første overflateoffshoreinstallasjonen til den andre overflateoffshoreinstallasjonen eller omvendt, hvori i det minste en del av rørledningen er dannet av et rør i samsvar med oppfinnelsen som beskrevet over.
I samsvar med et annet aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebrakt et system for transport av fluider mellom en første overflateoffshoreinstallasjon og en landbasert installasjon, som omfatter et første stigerør operativt forbundet med den første overflateoffshoreinstallasjonen og til en første ende av rørledningen arrangert langs havbunnen, et rør operativt forbundet med den landbaserte strukturen og til en andre ende av rørledningen, hvorved fluidet kan flyte fra den første overflateoffshoreinstallasjonen til den landbaserte installasjonen eller omvendt, hvori i det minste en del av rørledningen er dannet av et rør i samsvar med oppfinnelsen som beskrevet over. Den landbaserte installasjonen kan for eksempel være en landbasert magasinfasilitet.
I en utførelse inkluderer systemet en bøye lokalisert ved overflaten, og det første og/eller andre stigerøret strekker seg fra bøyen til undervannsoffshoreinstallasjonen, og slangen er støttet ved bøyen. CALM-systemet som er beskrevet over er et eksempel på et slikt system.
Likevel, systemet i samsvar med oppfinnelsen kan være et CM BM-system, hvor slangen i samsvar med oppfinnelsen strekker seg direkte fra overflateoffshoreinstallasjonen til undervannsdelen av offshoreinstallasjonen.
Systemet i samsvar med oppfinnelsen kan i stedet være et SALM-system, hvor en overflatebøye er festet til en undervannskonnektor lokalisert ved havbunnen, og slangen strekker seg direkte fra overflateoffshoreinstallasjonen til undervannskonnektoren.
I systemet beskrevet over er det fortrinnsvis videre tilveiebrakt en fluidkonnektor støttet ved bøyen. Fluidkonnektoren er tilpasset for å bli forbundet i fluidkommunikasjon med den øvre enden av stigerøret som strekker seg fra undervannsoffshoreinstallasjonen, og for å bli forbundet i fluidkommunikasjon med et rør som strekker seg fra undervannsoffshoreinstallasjonen. På denne måten kan fluid flyte fra røret til stigerøret gjennom konnektoren. Konnektoren er fortrinnsvis roterbar, slik at overflateoffshoreinstallasjonen kan rotere rundt bøyen. Denne form for konnektor er vanligvis kjent som en "svivelkonnektor". Et eksempel på en svivelkonnektor egnet for transport av kryogene fluider er framlagt i EP0833769.
Systemet i samsvar med oppfinnelsen kan også bli brukt i den typen av system beskrevet i WO2006/044053, i hvilket det er tilveiebrakt en bøye som kan senkes under vann. I samsvar med et annet aspekt av oppfinnelsen er det følgelig tilveiebrakt et system for transport av et kryogent fluid mellom en overflateoffshoreinstallasjon og rørledning som omfatter: a) et første kryogent stigerør som har en første ende og en andre ende, det nevnte første stigerør, hvori den vertikale posisjonen til det første stigerøret er justerbar, den nevnte andre ende av det nevnte første stigerør er lokalisert i vann og i fluidkommunikasjon med nevnte rørledning; og b) en første dreieskivekonnektor som kan senkes under vann forbundet til den nevnte første ende av nevnte første stigerør, nevnte første konnektor er tilpasset for løsgjørbart å forbindes til overflateoffshoreinstallasjon, slik at et kryogent fluid kan kommuniseres mellom nevnte overflateoffshoreinstallasjon og den nevnte første ende av det nevnte første stigerør, nevnte første konnektor er fortøyet til bunnen av nevnte legeme av vann, slik at den vertikale posisjonen til nevnte første konnektor kan endres, hvori den første konnektoren er tilpasset for å tillate nevnte overflateoffshoreinstallasjon å rotere rundt nevnte første konnektor oppå overflaten av nevnte legeme av vann mens nevnte første fartøy er forbundet til nevnte første konnektor, hvori i det minste en del av rørledningen er dannet av et rør i samsvar med oppfinnelsen, som beskrevet over.
Det må forstås at overflate og undervannsoffshoreinstallasjoner er arrangert offshore, det vil si i sjøen, havet, en innsjø, et havneområde eller annet legeme av vann. Likevel er det ingen spesiell begrensning på avstanden til installasjonen fra kysten, som for eksempel kan være noen få meter, noen få hundre meter, noen få kilometer eller flere hundre kilometer.
I samsvar med et annet aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebrakt en framgangsmåte for transport av kryogene fluider undervanns, som omfatter å flyte fluidet gjennom et rør i samsvar med oppfinnelsen som beskrevet over hvori røret er arrangert ved en undervannslokasjon. Fortrinnsvis er røret lokalisert på havbunnen. Det refereres nå til de vedlagte tegningene, i hvilke: Fig. 1 er en snittegning av en del av en slange i samsvar med oppfinnelsen;
Fig. 2 er en snittegning av en slange av røret vist i Fig. 1; og
Fig. 3 er en skjematisk tegning som illustrerer et system for leveranse av det kryogene fluidet fra et skip til røret i samsvar med oppfinnelsen.
Først med referanse til Figurene 1 og 2, et rør i samsvar med oppfinnelsen er generelt angitt 100. Slangen omfatter en slange 10 og en stiv kanal 30.
Slangen 10 omfatter et rørformet legeme 12 som omfatter et indre forsterkningslag 14, et ytre forsterkningslag 16, og et tettelag 18 i en sandwichkonstruksjon imellom lagene 14 og 16. En generelt rørformet kappe 20, i form av en fletting, som tilveiebringer aksial forsterkning, er arrangert rundt den ytre flaten til det ytre forsterkningslaget 16.
Det rørformede legemet 12 og den rørformede kappen 20 er arrangert imellom en indre spiralformet viklet vaier 22 og en ytre spiralformet viklet vaier 24. De indre og ytre vairene 22 og 24 er arrangert slik at de er forskjøvet fra hverandre med en avstand som korresponderer til halve avstanden mellom skruelinjene til spolen.
Et isolasjonslag 26 er arrangert rundt den ytre vaieren 24. Isolasjonslaget 26 kan for eksempel være et konvensjonelt isolasjonsmateriale slik som et plastskum.
Forsterkningslagene 14 og 16 omfatter vevde stoffer av syntetisk materiale, slik som UHMWPE eller aramidfibre.
Tettelaget 18 omfatter et flertall av lag av plastbelegg som er viklet rundt den ytre flaten til det indre forsterkningslaget 14 for å tilveiebringe en fluidtett tetning mellom det indre og det ytre forsterkningslagene 14 og 16.
En endetilpasning 28 er tilveiebrakt ved hver ende av det indre røret 10 og tjener til å avgrense røret 10. Endetilpasningen 28 kan for eksempel være den typen av endetilpasning som er beskrevet i WO01/96772 eller WO 2004/079248.
Slangen 10 kan være dannet ved: Å vikle den indre vaieren 22 rundt en spindel; å vikle det indre forsterkningslaget 14 rundt den indre vaieren 22; å vikle tettelaget 18 rundt det indre forsterkningslaget 14; å vikle det ytre forsterkningslaget 16 rundt tettelaget 18, å dra den rørformede kappen over det ytre forsterkningslaget 16, å vikle den ytre vaieren 24 rundt kappen 20, og tilføre isolasjonslaget 26 over den ytre vaieren 24 og kappen 20.
Den stive kanalen 30 omfatter et metallrør 32 som bærer et ytre vanntette dekke 34.
Det er et rørformet rom 36 som dannes imellom metallrøret 30 og slangen 10. Det ringformede rommet 36 kan etterlates som et fritt rom, eller kan være helt eller delvis fylt med et isolasjonsmateriale 38 (som vist i Fig. 1). Når det ringformede rommet er etterlatt som et fritt rom, så kan avstandsstykker (ikke vist) tilveiebringes for å holde slangen 10 i posisjon relativt til den stive kanalen 30. Avståndsstykkene kan være plateformet, med en indre sirkulær åpning som mottar slangen 10.
Fluidet som skal transporteres kan flyte igjennom det vesentlige sylindriske rommet 40 innenfor slangen 10.
Fig. 3 er en illustrasjon på et eksempel av et system som benytter røret 100 i samsvar med oppfinnelsen. Systemet som er vist i Fig. 3 er et CALM system, men røret 100 kunne like godt bli anvendt i andre systemer, slik som SALM systemer, CMBM systemer og STM systemer.
I Fig. 3 flyter et skip 300 som inneholder en LNG lagerenhet (ikke vist) på overflaten til sjøen 302. En undervannsrørledning 304 løper langs havbunnen 306. En overflate fortøyningsbøye 308 flyter på overflaten av vannet, i en viss avstand fra skipet 300. Bøyen 308 inkluderer et roterbart svingbord 310 på toppen derav, som kan svinge relativt til den underliggende delen av bøyen 308. Et fortøyningstau 312 strekker seg fra skipet 300 til svingbordet 310 og ankerkjettinger 314 strekker seg fra foten til bøyen 308 til havbunnen 306.
En slange 318 strekker seg fra skipet 300 til bøyen 308. Slangen 318 har en høy oppdrift, slik at den kan flyte på overflaten av vannet.
En slange 316 strekker seg fra bøyen 308 til rørledningen 304. Slangen 318 er forbundet med slangen 316, hvorved fluider kan flyte fra lagerenheten på skipet 300 til rørledningen 304 (eller omvendt). Rørledningen 304 er satt sammen av lengder av røret 10 vist i Fig. 1.
Claims (18)
1. Rør (100) som omfatter en ytre stiv kanal (30) og en indre rørformet struktur, hvori den indre rørformede strukturen omfatter en fleksibel slange (10),karakterisert vedat den fleksible slangen (10) omfatter et rørformet legeme (12) arrangert mellom indre og ytre gripeelementer (22, 24), hvori det rørformede legemet inkluderer i det minste to armerende lag (14, 16), som hver er formet av et sjikt av materiale som har blitt viklet til en rørform, og et tettelag (18) anbrakt mellom de armerende lagene (14, 16) og er dannet av et materiale som er i stand til å tåle kryogene temperaturer, hvori den indre rørformede strukturen har isolasjonsegenskaper tilstrekkelig til å beskytte den ytre kanalen (30) mot den lave temperaturen til kryogene fluider som flyter inne i den indre rørformede strukturen, hvori endene på den stive kanalen (30) og den fleksible slangen (10) er tettet for å forhindre inntrenging av fluider mellom den stive kanalen (30) og slangen (10).
2. Rør ifølge krav 1,karakterisert vedat i det minste én ende av røret (100) er tilpasset for å bli forbundet til et undervanns stigerør.
3. Slange ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat slangen videre inkluderer et aksialt forsterkningsmiddel.
4. Slange ifølge krav 3,karakterisert vedat det aksiale forsterkningsmiddelet omfatter en generelt rørformet fletting (20) dannet av et sjikt av materiale tilveiebrakt i en rørform.
5. Slange ifølge krav 3 eller 4,karakterisert vedat det aksiale forsterkningsmiddelet omfatter et flertall av aksiale forsterkningsremser som strekker seg langs lengden av slangen.
6. Slange ifølge et av kravene foran,karakterisert vedat tettelaget (18) er dannet av et sjikt av materiale som er viklet til en rørform i slangen (10).
7. Slange ifølge et av kravene foran,karakterisert vedat et isolasjonslag (26) er innlemmet i slangen (10).
8. Slange ifølge et av kravene foran,karakterisert vedat isolasjonslaget (26) er arrangert mellom de indre og ytre gripeelementene (22, 24).
9. Slange ifølge et av kravene foran,karakterisert vedat isolasjonslaget (26) ligger over det ytre gripeelementet (24).
10. Slange ifølge krav 9,karakterisert vedat isolasjonslaget (26) omfatter et langstrakt element, laget av et isolerende materiale, og har motsatte langsgående kanter, hvori det langstrakte elementet er spiralformet viklet rundt det rørformede legemet (12), slik at de motsatte langsgående kantene av laget blir i et tilstøtende eller overlappende arrangement, hvori hver langsgående kant inkluderer en formasjon som er i stand til å danne et felles inngrep med en samvirkende formasjon på den motsatte langsgående kanten.
11. Slange ifølge krav 7, 8 eller 9karakterisert vedat isolasjonslaget inkluderer et stoff dannet av basaltfibre.
12. Slange ifølge et av kravene foran,karakterisert vedat en endetilpasning er arrangert ved hver ende av slangen.
13. Slange ifølge et av kravene foran,karakterisert vedat de indre og ytre gripeelementene (22, 24) av slangen er spiralformede gripeelement.
14. Slange ifølge et av kravene foran,karakterisert vedat de indre og ytre gripeelementene (22, 24) av slangen er spiralformede vaiere.
15. Rørledning omfattende et flertall rør (100) som definert i et a patentkravene foran,karakterisert vedat rørene er forbundet ende til ende.
16. System for transport av fluider mellom en første overflateoffshoreinstallasjon og en andre overflateoffshoreinstallasjon, hvilket system omfatter et første stigerør operativt forbundet til den første overflateoffshoreinstallasjonen og til en første ende av en rørledning arrangert langs havbunnen, et andre stigerør operativt forbundet til den andre overflateoffshoreinstallasjonen og til en andre ende av rørledningen, hvorved fluid kan flyte fra den første overflateoffshoreinstallasjonen til den andre overflateoffshoreinstallasjonen eller omvendt,karakterisert vedat i det minste en del av rørledningen er dannet av et rør (100) ifølge et av kravene 1 til 14.
17. System for transport av fluider mellom en første overflateoffshoreinstallasjon og en landbasert installasjon, hvilket system omfatter et første stigerør operativt forbundet til den første overflateoffshoreinstallasjonen og til en første ende av en rørledning arrangert langs havbunnen, et rør operativt forbundet til den landbaserte installasjonen og til en andre ende av rørledningen, hvorved fluid kan flyte fra den første overflateoffshoreinstallasjonen til den landbaserte installasjonen eller omvendt,karakterisert vedat i det minste en del av rørledningen er dannet av et rør (100) ifølge et av kravene 1 til 14.
18. Framgangsmåte for transport av kryogene fluider under vann, som omfatter strømming av fluidet gjennom et rør (100) ifølge et av patentkravene 1 til 17,karakterisert vedat røret (100) er arrangert på en undervannslokasjon.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB0616052.7A GB0616052D0 (en) | 2006-08-11 | 2006-08-11 | Improvements relating to hose |
PCT/GB2007/003058 WO2008017865A1 (en) | 2006-08-11 | 2007-08-10 | Improvements relating to pipe |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20090627L NO20090627L (no) | 2009-03-11 |
NO338871B1 true NO338871B1 (no) | 2016-10-31 |
Family
ID=37056262
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20090627A NO338871B1 (no) | 2006-08-11 | 2009-02-10 | Slange, system for transport av fluider mellom offshoreinstallasjoner og framgangsmåte for transport av kryogent fluid under vann |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8196611B2 (no) |
EP (1) | EP2054660B1 (no) |
JP (1) | JP5361721B2 (no) |
CN (1) | CN101529149A (no) |
AU (1) | AU2007283287B2 (no) |
BR (1) | BRPI0714475B1 (no) |
CA (1) | CA2660624C (no) |
EA (1) | EA014600B1 (no) |
ES (1) | ES2539113T3 (no) |
GB (1) | GB0616052D0 (no) |
MY (1) | MY151498A (no) |
NO (1) | NO338871B1 (no) |
SG (1) | SG174051A1 (no) |
WO (1) | WO2008017865A1 (no) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2004079248A1 (en) * | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Hose end fitting |
US20100229991A1 (en) | 2006-05-08 | 2010-09-16 | Joel Aron Witz | Hose |
ES2640772T3 (es) * | 2006-05-08 | 2017-11-06 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd | Mejoras relacionadas con tubos flexibles |
GB0609079D0 (en) * | 2006-05-08 | 2006-06-21 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
GB0612991D0 (en) * | 2006-06-29 | 2006-08-09 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
GB0616053D0 (en) * | 2006-08-11 | 2006-09-20 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
GB0616054D0 (en) * | 2006-08-11 | 2006-09-20 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
AU2008299662B2 (en) * | 2007-09-14 | 2013-10-17 | Dunlop Oil and Marine Ltd. | Hose |
JP5473231B2 (ja) * | 2008-02-08 | 2014-04-16 | コバレントマテリアル株式会社 | セラミックス微粒子の製造方法及びそれに用いられる球状セラミックス成形体の製造装置 |
US9441766B2 (en) | 2009-06-02 | 2016-09-13 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd. | Reinforced hose |
JP5620894B2 (ja) * | 2011-09-08 | 2014-11-05 | 株式会社明治ゴム化成 | ホース |
WO2015066815A1 (en) * | 2013-11-08 | 2015-05-14 | Shawcor Ltd. | Thermally insulated tubular |
US10843950B2 (en) | 2018-07-26 | 2020-11-24 | APTwater, LLC | Piping manifold for pulsating flow |
CN110816757B (zh) * | 2019-10-23 | 2020-09-18 | 中船澄西船舶修造有限公司 | 一种化学品船上的液货输送管道 |
US11426973B2 (en) * | 2020-01-21 | 2022-08-30 | Parker-Hannifin Corporation | High temperature hose |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4924679A (en) * | 1989-10-02 | 1990-05-15 | Zwick Energy Research Organization, Inc. | Apparatus and method for evacuating an insulated cryogenic hose |
FR2753257A1 (fr) * | 1996-09-12 | 1998-03-13 | Air Liquide | Ligne de transfert de fluide cryogenique |
Family Cites Families (120)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB591560A (en) | 1945-05-11 | 1947-08-21 | Bell S Asbestos And Engineerin | Improvements in or relating to flexible tubing, conduits or the like |
GB591307A (en) | 1945-11-14 | 1947-08-13 | Compoflex Co Ltd | Improvements in or relating to flexible tubing |
US956076A (en) | 1906-10-30 | 1910-04-26 | Edwin T Greenfield | Coupling. |
US1178559A (en) | 1915-12-30 | 1916-04-11 | John J Vautier | Gas-tubing. |
US1588606A (en) | 1922-02-16 | 1926-06-15 | John M Oden | Method of making coupling sleeves |
US1607909A (en) | 1924-06-05 | 1926-11-23 | John M Oden | Gasoline hose |
US1599775A (en) | 1924-11-03 | 1926-09-14 | West American Rubber Company | Rotary hose coupling |
US1785345A (en) | 1928-05-19 | 1930-12-16 | American Flexible Shaft Mfg Co | Casing for flexible shafts |
GB323352A (en) | 1928-12-15 | 1930-01-02 | Leyland & Birmingham Rubber Co | Improvements in or relating to pipe couplings |
US1901330A (en) | 1930-03-20 | 1933-03-14 | Superflexit | Fluid-conductive hose |
US1911486A (en) | 1931-04-09 | 1933-05-30 | Standard Oil Co | Hose coupler |
US1810032A (en) | 1931-04-16 | 1931-06-16 | Schulthess Ernest | Oil hose |
US2011781A (en) | 1933-08-24 | 1935-08-20 | Tabozzi Giacinto | Flexible pipe for oil, essence, and the like, especially for aerial machines |
US2184984A (en) | 1938-08-12 | 1939-12-26 | Clifford E Van Stone | High pressure hose |
GB550543A (en) | 1941-08-14 | 1943-01-13 | Compoflex Co Ltd | Improvements in or relating to flexible tubing |
US2371363A (en) | 1944-02-08 | 1945-03-13 | Walter G L Smith | Hose connector |
US2661026A (en) | 1948-11-09 | 1953-12-01 | Schulthess Ernest | Oil hose |
US2610869A (en) | 1949-03-30 | 1952-09-16 | Flight Refueling Ltd | Flexible hose end connection |
US2706494A (en) | 1950-11-09 | 1955-04-19 | John F Morse | Flexible casing for push-pull cable |
GB741643A (en) | 1953-10-29 | 1955-12-07 | Compoflex Co Ltd | Improvements in couplings for flexible hose |
US2858147A (en) | 1954-04-21 | 1958-10-28 | Titeflex Inc | Renewable fitting for reinforced metallic hose |
US2829671A (en) | 1954-07-15 | 1958-04-08 | Us Rubber Co | Reinforced hose |
US2825364A (en) | 1954-10-14 | 1958-03-04 | Cullen | Flexible supports for fluid-driven drill bits |
FR1161980A (fr) | 1956-04-25 | 1958-09-08 | Neue Argus Gmbh | Raccord pour un tuyau souple en caoutchouc ou en matière synthétique de grand diamètre, et procédé de fixation de ce raccord sur le tuyau |
US3004779A (en) | 1957-06-07 | 1961-10-17 | Roy H Cullen | End coupling for hose having plural layer wire reinforcing |
BE574487A (no) | 1958-01-07 | |||
GB850131A (en) | 1958-06-13 | 1960-09-28 | Cyril Austin | Improvements in or relating to couplings or end fittings for flexible conduits |
GB895553A (en) | 1960-02-24 | 1962-05-02 | Union Carbide Corp | Improvements in and relating to hoses for liquid |
US3140106A (en) | 1960-07-05 | 1964-07-07 | Stratoflex Inc | Lip seal case fitting |
GB1022141A (en) | 1962-04-06 | 1966-03-09 | Btr Industries Ltd | Improvements in or relating to the attachment of end fittings to hoses |
US3240643A (en) | 1962-04-12 | 1966-03-15 | Pittsburgh Plate Glass Co | Method and apparatus for making a flexible insulated duct |
US3287194A (en) | 1962-04-17 | 1966-11-22 | Dayco Corp | Method of making a flexible corrugated conduit |
US3189370A (en) | 1962-07-13 | 1965-06-15 | Dixon Valve & Coupling Co | Hose coupling connection for wire reinforced elastomeric cables |
DE1425453A1 (de) | 1962-08-02 | 1969-07-10 | Continental Gummi Werke Ag | Druck- und/oder Saugschlauch |
GB1019370A (en) | 1963-11-29 | 1966-02-02 | Flexible Tubing Corp | Improvements in reinforced flexible hose |
GB1034956A (en) | 1964-06-10 | 1966-07-06 | Superflexit | Improvements in flexible electric conduits or hoses |
US3318620A (en) | 1965-10-22 | 1967-05-09 | Roy H Cullen | Hose end coupling |
FR1499956A (fr) | 1966-04-28 | 1967-11-03 | Pneumatiques, Caoutchouc Manufacture Et Plastiques Kleber-Colombes | Tuyau souple d'aspiration et de refoulement |
AU412407B1 (en) | 1966-05-16 | 1971-04-20 | Vulcan Australia Limited | Insulated ducting |
US3462177A (en) | 1967-07-31 | 1969-08-19 | Hewitt Robins Inc | Flexible hose and coupling therefor |
FR1586545A (no) | 1968-10-23 | 1970-02-20 | ||
SU396271A1 (ru) | 1970-04-03 | 1973-08-29 | Оправка для изготовления резиновых трубчатых гофрированных изделий | |
GB1312509A (en) | 1970-06-12 | 1973-04-04 | Sompoflex Co Ltd | Flexible hose |
US3919026A (en) | 1970-10-27 | 1975-11-11 | Kuraray Plastics Company Limit | Flexible hose manufacturing process |
GB1383313A (en) | 1971-05-21 | 1974-02-12 | Compoflex Co Ltd | Flexible tubing or hoses |
US3856052A (en) | 1972-07-31 | 1974-12-24 | Goodyear Tire & Rubber | Hose structure |
US4033612A (en) | 1972-11-21 | 1977-07-05 | Institut Francais Du Petrole, Des Carburants Et Lubrifiants | Armored flexible pipe equipped with a rigid coupling |
USRE28155E (en) | 1973-06-18 | 1974-09-10 | Triaxial fabric | |
AU7028574A (en) | 1973-06-29 | 1976-01-08 | Dunlop Australia Ltd | Hose pipes |
US4091063A (en) | 1974-07-11 | 1978-05-23 | Dayco Corporation | Hose construction and method of making same |
DE2541242A1 (de) | 1975-09-12 | 1977-03-24 | Kabel Metallwerke Ghh | Armatur fuer eine wellrohrleitung |
FR2417707A1 (fr) | 1978-02-21 | 1979-09-14 | Coflexip | Tubes flexibles flottants |
JPS5560788A (en) | 1978-10-31 | 1980-05-08 | Bridgestone Tire Co Ltd | Hose end structure |
NL177759B (nl) | 1979-06-27 | 1985-06-17 | Stamicarbon | Werkwijze ter vervaardiging van een polyetheendraad, en de aldus verkregen polyetheendraad. |
IT1124638B (it) | 1979-10-24 | 1986-05-07 | Pirelli | Condotto termoisolato |
DE2948416C2 (de) | 1979-12-01 | 1985-06-20 | Phoenix Ag, 2100 Hamburg | Verfahren zum Herstellen von Schläuchen mit Drahteinlage |
US4330143A (en) | 1979-12-03 | 1982-05-18 | Reneau Bobby J | Apparatus for connecting together flowline end portions |
ZA807712B (en) | 1980-01-10 | 1981-12-30 | Goodyear Tire & Rubber | Hose structure |
FR2475185A1 (fr) | 1980-02-06 | 1981-08-07 | Technigaz | Tuyau calorifuge flexible pour fluides notamment cryogeniques |
JPS57198329A (en) | 1981-05-30 | 1982-12-04 | Nippon Denso Co Ltd | Opening and closing device of intake air throttle valve for internal combustion engine |
GB2104996B (en) | 1981-08-28 | 1985-06-19 | Ti Flexible Tubes Ltd | Hose |
GB2104992B (en) | 1981-08-28 | 1985-07-24 | Ti Flexible Tubes Ltd | Hose end fitting |
GB2107819B (en) | 1981-10-02 | 1985-01-23 | Shell Res Ltd | Flexible hose for liquefied gases |
NL8104728A (nl) | 1981-10-17 | 1983-05-16 | Stamicarbon | Werkwijze voor het vervaardigen van polyetheen filamenten met grote treksterkte. |
DE3440459A1 (de) | 1984-11-06 | 1986-05-07 | Phoenix Ag, 2100 Hamburg | Folienschlauch |
NL8502298A (nl) | 1985-08-21 | 1987-03-16 | Stamicarbon | Werkwijze voor het vervaardigen van polyethyleenvoorwerpen met hoge treksterkte en modulus. |
US4634153A (en) | 1985-09-03 | 1987-01-06 | Hydrafit, Inc. | Reusable hose fitting |
JPS62130286U (no) | 1986-02-07 | 1987-08-17 | ||
US4718459A (en) | 1986-02-13 | 1988-01-12 | Exxon Production Research Company | Underwater cryogenic pipeline system |
US4826354A (en) | 1986-03-31 | 1989-05-02 | Exxon Production Research Company | Underwater cryogenic pipeline system |
CH671443A5 (no) | 1986-10-13 | 1989-08-31 | Fischer Ag Georg | |
US4950001A (en) | 1987-12-11 | 1990-08-21 | Simplex Wire & Cable | Graduated friction anchor |
US5182147A (en) | 1988-10-14 | 1993-01-26 | Dantec Ltd. | Composite hose |
NL8903178A (nl) | 1989-12-29 | 1991-07-16 | Stamicarbon | Werkwijze voor het onderling hechten van lagen ultra-hoog moleculair polyethyleen. |
JPH05209694A (ja) * | 1992-01-31 | 1993-08-20 | Furukawa Electric Co Ltd:The | 長尺体布設方式 |
DE9207276U1 (no) | 1992-05-05 | 1992-10-01 | Witzenmann Gmbh, Metallschlauch-Fabrik Pforzheim, 7530 Pforzheim, De | |
DE4411221A1 (de) | 1994-03-31 | 1995-10-05 | Hilti Ag | Rohrschellenverschluss |
GB2289107A (en) | 1994-04-25 | 1995-11-08 | Conoco Inc | Composite tubing with low coefficient of expansion |
DE9407409U1 (de) | 1994-05-04 | 1994-07-07 | Ke Rohrsysteme Umwelttech | Flexibles wärmeisoliertes Leitungsrohr |
JP3556278B2 (ja) | 1994-07-15 | 2004-08-18 | 株式会社明治フレックス | コンポジットホース |
US5485870A (en) | 1994-12-05 | 1996-01-23 | Kraik; Newell P. | Wire wrapped composite spiral hose and method |
US5480193A (en) | 1995-05-22 | 1996-01-02 | Echols; Joseph A. | Clamp for push-on couplings |
US5685576A (en) | 1995-06-06 | 1997-11-11 | Wolfe; Donald H. | Pipe coupling |
US5639128A (en) | 1995-06-21 | 1997-06-17 | Wellstream, Inc. | Method of and apparatus for securing a multi-layered flexible flowline to an end fitting |
NO308786B1 (no) | 1995-06-22 | 2000-10-30 | Norske Stats Oljeselskap | Roterende koplingsanordning med integrert LNG-løp |
GB9515012D0 (en) | 1995-07-21 | 1995-09-20 | Dunlop Ltd | Improvements in and relating to reinforced hose |
US5698278A (en) | 1996-09-20 | 1997-12-16 | The Goodyear Tire & Rubber Company | Smooth bore hot tar and asphalt hose |
FR2756358B1 (fr) | 1996-11-22 | 1999-01-29 | Inst Francais Du Petrole | Gaine a permeabilite limitee et application aux conduites sous pression |
US5893681A (en) | 1997-01-06 | 1999-04-13 | Senior Engineering Investments Ag | Flexible pipe having a flexible wrap applied thereto and method for attaching the wrap |
FR2758588B1 (fr) | 1997-01-23 | 1999-02-19 | Hutchinson | Flexible de decouplage monte dans une ligne d'echappement d'un moteur de vehicule automobile |
JPH10288293A (ja) * | 1997-04-11 | 1998-10-27 | Sumitomo Electric Ind Ltd | 断熱管 |
US6074717A (en) | 1997-07-29 | 2000-06-13 | Dayco Products, Inc. | Flexible hose having an aluminum barrier layer to prevent ingestion of oxygen |
JPH11325383A (ja) * | 1998-05-14 | 1999-11-26 | Kurita Kogyo:Kk | 二重管に使用するキャップおよび継ぎ手構造 |
GB2339251B (en) | 1998-06-23 | 2003-06-18 | British Steel Plc | Laying of undersea pipes |
JP3482515B2 (ja) | 1998-08-28 | 2003-12-22 | 東拓工業株式会社 | 管端連結継手 |
US6334466B1 (en) | 1998-10-09 | 2002-01-01 | The Gates Corporation | Abrasion-resistant material handling hose |
GB0014352D0 (en) | 2000-06-12 | 2000-08-02 | Bhp Petroleum Pty Ltd | End fitting for a hose |
CA2411113C (en) * | 2000-06-12 | 2010-01-19 | Bhp Billiton Petroleum Pty. Ltd. | Improvements relating to hose |
GB2366345A (en) | 2000-06-12 | 2002-03-06 | Bhp Petroleum Pty Ltd | Hose incorporating an improved sealing layer |
FR2816389B1 (fr) | 2000-11-08 | 2003-05-30 | Coflexip | Embout pour conduite flexible |
FR2817606B1 (fr) | 2000-12-01 | 2003-03-28 | Trelleborg Ind | Tuyau flexible a bride de raccordement et procede d'obtention d'un tel tuyau |
DE10142719A1 (de) | 2001-08-31 | 2003-04-03 | Brugg Rohrsysteme Gmbh | Wärmeisoliertes Leitungsrohr |
GB0206074D0 (en) | 2002-03-15 | 2002-04-24 | Smiths Group Plc | Ducting |
GB0226271D0 (en) * | 2002-11-11 | 2002-12-18 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
WO2004079248A1 (en) | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Hose end fitting |
JP2004169824A (ja) | 2002-11-20 | 2004-06-17 | Tokai Rubber Ind Ltd | 可撓性ホース |
JP4010238B2 (ja) | 2002-12-06 | 2007-11-21 | 東海ゴム工業株式会社 | 蛇腹金属管付ホース |
GB2396138B (en) | 2002-12-12 | 2004-10-27 | Bluewater Terminal Systems Nv | Off-shore mooring and fluid transfer system |
EP1829541A1 (en) | 2002-12-17 | 2007-09-05 | Abbott GmbH & Co. KG | Formulation comprising fenofibric acid or a physiologically acceptable salt thereof |
US7004201B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-02-28 | Tokai Rubber Industries, Ltd. | Vibration absorbing hose |
AU2004229037B2 (en) | 2003-11-20 | 2010-05-20 | Itp | Pipeline for the transportation of liquefied natural gas |
JP2005299701A (ja) * | 2004-04-06 | 2005-10-27 | Yokohama Rubber Co Ltd:The | ホースライン及びマリンホース |
JP2006097716A (ja) | 2004-09-28 | 2006-04-13 | Tokai Rubber Ind Ltd | 高耐圧振動吸収ホース及びその製造方法 |
EP1814784B1 (en) * | 2004-10-15 | 2015-11-18 | ExxonMobil Upstream Research Company | Subsea cryogenic fluid transfer system |
ES2640772T3 (es) | 2006-05-08 | 2017-11-06 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd | Mejoras relacionadas con tubos flexibles |
GB0609079D0 (en) | 2006-05-08 | 2006-06-21 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
US20100229991A1 (en) | 2006-05-08 | 2010-09-16 | Joel Aron Witz | Hose |
GB0612991D0 (en) | 2006-06-29 | 2006-08-09 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
GB0616053D0 (en) | 2006-08-11 | 2006-09-20 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
GB0616054D0 (en) | 2006-08-11 | 2006-09-20 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Improvements relating to hose |
-
2006
- 2006-08-11 GB GBGB0616052.7A patent/GB0616052D0/en not_active Ceased
-
2007
- 2007-08-10 MY MYPI20090522 patent/MY151498A/en unknown
- 2007-08-10 US US12/377,258 patent/US8196611B2/en active Active
- 2007-08-10 SG SG2011056868A patent/SG174051A1/en unknown
- 2007-08-10 WO PCT/GB2007/003058 patent/WO2008017865A1/en active Application Filing
- 2007-08-10 BR BRPI0714475A patent/BRPI0714475B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-08-10 ES ES07789184.4T patent/ES2539113T3/es active Active
- 2007-08-10 JP JP2009524224A patent/JP5361721B2/ja active Active
- 2007-08-10 EA EA200970193A patent/EA014600B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-08-10 EP EP07789184.4A patent/EP2054660B1/en active Active
- 2007-08-10 CA CA2660624A patent/CA2660624C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-08-10 AU AU2007283287A patent/AU2007283287B2/en not_active Ceased
- 2007-08-10 CN CNA2007800378136A patent/CN101529149A/zh active Pending
-
2009
- 2009-02-10 NO NO20090627A patent/NO338871B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4924679A (en) * | 1989-10-02 | 1990-05-15 | Zwick Energy Research Organization, Inc. | Apparatus and method for evacuating an insulated cryogenic hose |
FR2753257A1 (fr) * | 1996-09-12 | 1998-03-13 | Air Liquide | Ligne de transfert de fluide cryogenique |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2010500521A (ja) | 2010-01-07 |
US8196611B2 (en) | 2012-06-12 |
NO20090627L (no) | 2009-03-11 |
BRPI0714475A2 (pt) | 2013-04-24 |
ES2539113T3 (es) | 2015-06-26 |
CA2660624C (en) | 2015-01-20 |
GB0616052D0 (en) | 2006-09-20 |
SG174051A1 (en) | 2011-09-29 |
WO2008017865A1 (en) | 2008-02-14 |
AU2007283287B2 (en) | 2013-10-24 |
BRPI0714475B1 (pt) | 2018-10-16 |
EA200970193A1 (ru) | 2009-08-28 |
JP5361721B2 (ja) | 2013-12-04 |
US20100224277A1 (en) | 2010-09-09 |
AU2007283287A1 (en) | 2008-02-14 |
CN101529149A (zh) | 2009-09-09 |
EP2054660B1 (en) | 2015-03-18 |
EA014600B1 (ru) | 2010-12-30 |
MY151498A (en) | 2014-05-30 |
CA2660624A1 (en) | 2008-02-14 |
EP2054660A1 (en) | 2009-05-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2054660B1 (en) | Improvements relating to pipe | |
EP2059711B1 (en) | Improvements relating to hose | |
EP2191183B1 (en) | Improvements relating to pipe |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |