NO793926L

NO793926L - PROCEDURE AND SYSTEM FOR LOADING A TANKER WITH OIL OR GAS FROM A UNDERWATER

Info

Publication number: NO793926L
Application number: NO793926A
Authority: NO
Inventors: Ingar Oevergaard; Svein Mathiassen; Leif Gulliksen
Original assignee: Kongsberg Engineering A S
Priority date: 1979-12-03
Filing date: 1979-12-03
Publication date: 1981-06-04

Description

"Fremgangsmåte og system til lasting avet tankskip med olje eller gass fra en undervannsledning . "Procedure and system for loading tankers with oil or gas from an underwater pipeline.

Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og et system til lasting av et tankskip med olje eller gass fra en undervannsledning. The present invention relates to a method and a system for loading a tanker with oil or gas from an underwater pipeline.

Ved lastesystemer for olje og gass til havs vil vanligvis hydrokarbonene føres fra en rørledning på havbunnen opp over havflaten via et stigerør opp til en flytende lastebøye eller et artikulert tårn. I dette tilfelle representerer den konstruksjon som foreligger ved havflaten, en betydelig investering. Tankskipet, som går i skyttelfart for å transportere hydrokarbonene til et passende mottagningsanlegg på land, forankrer seg til overflatekonstruksjonen, vanligvis ved hjelp av stålkabler eller lignende. In loading systems for oil and gas at sea, the hydrocarbons will usually be led from a pipeline on the seabed up above the sea surface via a riser up to a floating loading buoy or an articulated tower. In this case, the construction at sea level represents a significant investment. The tanker, which shuttles to transport the hydrocarbons to a suitable onshore reception facility, anchors itself to the surface structure, usually by means of steel cables or the like.

Sammenkoblingen av tankskipet med overflatekonstruksjonen kan ikke foretas i for grov sjø, noe som utgjør ehalvorlig begrens-ning for systemets regularitet. Dette gjelder også for utførelser hvor skipet kobler seg direkte til stigerøret istedenfor til en flytende lastebøye ved hjelp av rørledninger som flyter på sjøen. Ved kobling direkte til stigerøret foreligger der også problemer med påkjenninger på dette. Av denne grunn er der kjent en rekke forslag til utførelse av stigerøret og dettes forbindelse med henholdsvis skipet og en rørledning på bunnen. The connection of the tanker with the surface structure cannot be carried out in excessively rough seas, which constitutes a serious limitation for the regularity of the system. This also applies to designs where the ship connects directly to the riser instead of to a floating loading buoy by means of pipelines floating on the sea. When connecting directly to the riser, there are also problems with stresses on this. For this reason, a number of proposals are known for the execution of the riser and its connection with the ship and a pipeline on the bottom, respectively.

Således viser norsk utlegningsskrift nr. 136 243 en leddet stigerøranordning, mens GB-PS 1.19 8.950 og norsk patentsøknad nr. 78 0119 viser anordninger til forbindelse mellom et stigerør og et lasteskip som tillater bevegelser av skipet. Thus, Norwegian explanatory document no. 136 243 shows an articulated riser device, while GB-PS 1.19 8.950 and Norwegian patent application no. 78 0119 show devices for connection between a riser and a cargo ship which allows movements of the ship.

For å redusere problemene ved sammenkoblingen er der fore-slått løsninger hvor stigerøret ikke føres helt opp til havflaten. Selv om man på denne måte unngår en sammenkobling i grenseflaten mellom luft og vann, hvor bølgevirkningen er maksimal, har disse løsninger ikke vært vellykkede, idet sammenkoblingen er vanskelig- gjort som følge av at den foregår på et sted som er vanskelig tilgjengelig for mennesker. In order to reduce the problems with the connection, solutions have been proposed where the riser is not brought all the way up to the sea surface. Although in this way a connection is avoided at the interface between air and water, where the wave effect is maximum, these solutions have not been successful, as the connection is made difficult as a result of it taking place in a place that is difficult for people to access.

Hensikten med den foreliggende oppfinnelse er å skaffe en fremgangsmåte og et system som reduserer problemene med tilkobling til en undervannsledning i dårlig vær, slik at regulariteten øker, samtidig som installasjonene blir enklere og investerings-behovet derved redusert. The purpose of the present invention is to provide a method and a system that reduces the problems with connection to an underwater pipeline in bad weather, so that the regularity increases, while the installations become simpler and the need for investment thereby reduced.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen til lasting av et tankskip med olje eller gass fra en undervannsledning erkarakterisertved at tankskipet posisjoneres dynamisk over en med ledningen forbundet tilkoblingskonstruksjon, og at der fra tankskipet senkes et stigerør hvis nedre ende bærer koblingsorganer som kobles til tilkoblingskonstruksjonen, idet lengden av det tilnærmet vertikale stigerør reguleres kontinuerlig i samsvar med tankskipets bølgebevegelser og avvik i den dynamiske posisjonering. The method according to the invention for loading a tanker with oil or gas from an underwater pipeline is characterized by the fact that the tanker is dynamically positioned above a connection structure connected to the pipeline, and that a riser is lowered from the tanker, the lower end of which carries coupling devices that are connected to the connection structure, the length of which is approximately vertical risers are continuously regulated in accordance with the tanker's wave movements and deviations in the dynamic positioning.

Ifølge oppfinnelsen fører altså tankskipet med seg sitt eget stigerørsystem som kobles til tilkoblingskonstruksjonen på havbunnen, istedenfor at et fast stigerør ved sin øvre ende kobles til tankskipet. Ved at tilkoblingen foregår på havbunnen, elimi-neres behovet for en kostbar konstruksjon fra havbunnen opp til havflaten. Videre økes regulariteten vesentlig. According to the invention, the tanker thus carries its own riser system which is connected to the connection structure on the seabed, instead of a fixed riser being connected to the tanker at its upper end. As the connection takes place on the seabed, the need for an expensive construction from the seabed up to the sea surface is eliminated. Furthermore, the regularity is significantly increased.

Undervannsledningen er, slik det er vanlig, ført så langt bort fra produksjonsenheten (fast plattform eller undervannsproduksjonssystem) som nødvendig for at lastingen skal foregå på betryggende avstand fra produksjonsstedet. Den forenklede utførelse av konstruksjonen på havbunnen medfører at det blir forsvarlig å anordne flere tilkoblingskonstruksjoner som muliggjør samtidig lasting av flere skip eller i det minste tilkobling av et nytt skip til en ny tilkoblingskonstruksjon før det første skip kobler seg fra undervannsledningen, hvorved kontinuerlig lasting uten tidstap for tilkobling og frakobling blir mulig. The underwater pipeline is, as is usual, led as far away from the production unit (fixed platform or underwater production system) as necessary for loading to take place at a safe distance from the production site. The simplified execution of the structure on the seabed means that it is advisable to arrange several connection structures that enable the simultaneous loading of several ships or at least the connection of a new ship to a new connection structure before the first ship disconnects from the underwater line, whereby continuous loading without loss of time for connection and disconnection becomes possible.

Når tankskipet kommer fra et mottagningsanlegg på land, lokaliserer det tilkoblingskonstruksjonen på havbunnen ved en gitt posisjonsreferanse og posisjoneres nøyaktig ved hjelp av signaler fra transpondere på tilkoblingskonstruksjonen.Etter at tankskipet er "låst" til tilkoblingspunktet på havbunnen ved hjelp av det dynamiske posisjoneringssystem, som styrer thrustere og hoved-propeller på skipety senkes stigerøret til havbunnen. Stigerøret er fortrinnsvis fleksibelt og er under skipets fart opplagret på When the tanker arrives from a receiving facility on land, it locates the connection structure on the seabed at a given position reference and is precisely positioned using signals from transponders on the connection structure. After the tanker is "locked" to the connection point on the seabed by means of the dynamic positioning system, which controls thrusters and main propellers on the ship deck, the riser is lowered to the seabed. The riser pipe is preferably flexible and is stored on during the ship's motion

en trommel på tankskipet,a drum on the tanker,

Stigerøret senkes kontrollert ned, og enden kobles til tilkoblingskonstruksjonen på havbunnen. Derved fås der ikke bare en sammenkobling av stigerøret med undervannsledningen, men også The riser is lowered in a controlled manner, and the end is connected to the connection structure on the seabed. This not only results in a connection of the riser with the underwater line, but also

en sammenkobling av elektriske og/eller hydrauliske styreledninger med tilsvarende styreledninger i tilkoblingskonstruksjonen. a connection of electrical and/or hydraulic control lines with corresponding control lines in the connection structure.

Derved blir det mulig fra tankskipet å betjene en lukkeventil i tilkoblingskonstruksjonen, slik at hydrokarbonene (olje eller gass) som står under trykk i undervannsledningen, kan strømme opp gjennom stigerøret og lastes i tankskipet. Lukkeventilen er av den art som lukker ved fjærtrykk dersom det hydrauliske styretrykk fra tankskipet skulle forsvinne eller reduseres vesentlig. This makes it possible from the tanker to operate a shut-off valve in the connection structure, so that the hydrocarbons (oil or gas) under pressure in the underwater pipeline can flow up through the riser and be loaded into the tanker. The shut-off valve is of the type that closes by spring pressure should the hydraulic steering pressure from the tanker disappear or be significantly reduced.

Før frakobling må stigerøret spyles eller renses for hydrokarboner. Dette finner sted etter at lukkeventilen er lukket og under tilførsel av et spylefluidum ved den nedre ende av stige-røret gjennom en separat spyleledning som kan være ført konsentrisk innvendig i stigerøret eller utvendig på stigerøret ned til dettes nedre ende. Avhengig av om der lastes olje eller gass vil man anvende henholdsvis vann eller luft (eller en annen inert gass) som fortrengningsmedium. Spylefluidet kan enten stå under trykk og selv presse hydrokarbonene opp gjennom stigerøret, men det er også mulig å pumpe hydrokarbonene ut ved hjelp av en ejektor ved stige-rørets øvre ende. I så fall vil spylefluidet være sjøvann som bare fyller stigerøret bak oljen eller gassen når denne suges opp av ejektoren, for å hindre undertrykk. Sjøvannet vil da slippes inn i stigerøret gjennom en fjernstyrt ventil i stige-rørets nedre ende. Before disconnection, the riser must be flushed or cleaned of hydrocarbons. This takes place after the shut-off valve is closed and during the supply of a flushing fluid at the lower end of the riser through a separate flushing line which can be led concentrically inside the riser or externally on the riser down to its lower end. Depending on whether oil or gas is loaded, water or air (or another inert gas) will be used as displacement medium. The flushing fluid can either be under pressure and push the hydrocarbons up through the riser itself, but it is also possible to pump the hydrocarbons out using an ejector at the upper end of the riser. In that case, the flushing fluid will be seawater which only fills the riser behind the oil or gas when it is sucked up by the ejector, to prevent negative pressure. The seawater will then be let into the riser through a remote-controlled valve at the lower end of the riser.

Under den kontrollerte senkning av stigerøret styres stil-lingen av stigerørets nedre ende ved dynamisk posisjonering, som styres fra de hydroakustiske transpondere på tilkoblingskonstruksjonen. For nøyaktig posisjonering er stigerørets nedre ende forsynt med hydroakustiske sensorer. Ved registrering av posi-sjonsavvik av stigerørets nedre ende korrigeres tankskipets posisjon. Også den nedre ende av stigerøret kan posisjoneres dynamisk under senkeoperasjonen, dvs. at der ved den nedre ende av stigerøret kan være anordnet thrustere. Derved vil tankskipet kunne holdes i en omtrentlig posisjon, mens stigerørets nedre ende, som har langt mindre masse, presisjonsreguleres. Til den nedre ende av stigerøret kan der være festet en stigerørspakke som foruten en kobling-for stigerøret og eventuelt de nevnte thrustere omfatter føringshylser eller -tunneler til inngrep med styrepinner som rager opp fra tilkoblingskonstruksjonen. Hvis stigerørspakken ikke er forsynt med thrustere, vil den måtte omfatte relativt store "trakter" til å føre føringshylsene inn på styrepinnene. During the controlled lowering of the riser, the position of the lower end of the riser is controlled by dynamic positioning, which is controlled from the hydroacoustic transponders on the connecting structure. For accurate positioning, the lower end of the riser is equipped with hydroacoustic sensors. When a positional deviation of the riser's lower end is detected, the tanker's position is corrected. The lower end of the riser can also be positioned dynamically during the lowering operation, i.e. thrusters can be arranged at the lower end of the riser. Thereby, the tanker can be held in an approximate position, while the riser's lower end, which has far less mass, is precisely regulated. A riser package can be attached to the lower end of the riser which, in addition to a connector for the riser and possibly the aforementioned thrusters, includes guide sleeves or tunnels for engagement with guide pins that protrude from the connection structure. If the riser package is not equipped with thrusters, it will have to include relatively large "funnels" to feed the guide sleeves onto the guide pins.

Ytterligere trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil fremgå av den etterfølgende beskrivelse under henvis-ning til tegningen. Fig. 1 er et oppriss, delvis i snitt, og viser sterkt skjematisk en undervannsledning med to tilkoblingskonstruksjoner på havbunnen, et utsnitt av et tankskip på overflaten og ét fleksibelt stigerør som på tankskipet er påvirket av en konstant-strekkinnretning og ved den nedre ende bærer en stigerørspakke som er forbundet med en av tilkoblingskonstruksjonene. Det skal bemerkes at tankskipet på den øvre del av figuren er vist i vesentlig mindre målestokk enn konstruksjonene på havbunnen. Fig. 2 viser tilkoblingskonstruksjonen og stigerørspakken ved den nedre ende av stigerøret i større målestokk. Fig. 3 viser tankskipet med lagringstrommel for stigerøret og en føring for dette langs skipssiden. Fig. 4 viser skjematisk en alternativ innretning til å sikre konstant strekk i stigerøret for å kompensere for vertikale hiv-bevegelser av skipet. Fig. 5 er et tverrsnitt gjennom stigerøret med en innvendig koaksial spyleledning samt styreledninger som er bygget inn i stigerørets vegg. Fig. 6 er et aksialsnitt gjennom den nedre ende av stigerøret og viser opplagringen av styreledningen koaksialt i stigerøret. Fig. 7 er et snitt etter linjen VII-VII på fig. 6. Her er. styreledningene ikke vist for enkelhets skyld. Further features and advantages of the present invention will be apparent from the following description with reference to the drawing. Fig. 1 is an elevation, partly in section, and shows strongly schematically an underwater pipeline with two connection structures on the seabed, a section of a tanker on the surface and a flexible riser which on the tanker is affected by a constant-tension device and at the lower end carries a riser package that is connected to one of the connecting structures. It should be noted that the tanker in the upper part of the figure is shown on a significantly smaller scale than the structures on the seabed. Fig. 2 shows the connection structure and the riser package at the lower end of the riser on a larger scale. Fig. 3 shows the tanker with a storage drum for the riser and a guide for this along the side of the ship. Fig. 4 schematically shows an alternative device to ensure constant tension in the riser to compensate for vertical heaving movements of the ship. Fig. 5 is a cross-section through the riser with an internal coaxial flushing line and control lines built into the wall of the riser. Fig. 6 is an axial section through the lower end of the riser and shows the storage of the control line coaxially in the riser. Fig. 7 is a section along the line VII-VII in fig. 6. Here is. the control wires not shown for simplicity.

Den faste installasjon av systemet ifølge oppfinnelsen utgjøres av en eksport-rørledning 1 som fører langs havbunnen 2 fra en produksjonsenhet som enten kan være en fast plattform eller et undervannsproduksjonssystem. Rørledningen 1 er forbundet med f.eks. to tilkoblingskonstruksjoner 3 og 4 på betryggende avstand fra produksjonsenheten. The fixed installation of the system according to the invention consists of an export pipeline 1 which leads along the seabed 2 from a production unit which can either be a fixed platform or an underwater production system. The pipeline 1 is connected with e.g. two connection structures 3 and 4 at a safe distance from the production unit.

Tilkoblingskonstruksjonen 3 fremgår best av fig. 2. Den består av et rør 5 som er pælet ned i havbunnen 2 og ved sin øvre ende bærer et forgreningsrør med tre armer eller rørstusser 6, The connection structure 3 is best seen in fig. 2. It consists of a pipe 5 which is staked into the seabed 2 and at its upper end carries a branching pipe with three arms or pipe ends 6,

7 og 10. Rørstussene 6 og 7 har flenser 8 som tjener til sammen- 7 and 10. The pipe sockets 6 and 7 have flanges 8 which serve to

kobling av rørstussene med henholdsvis eksport-rørledningen 1connection of the pipe ends with the respective export pipeline 1

og en forgrenings-rørledning 9 som fører videre frem til til-koblingskonstruks jonen 4 t Denne kan være av tilsvarende utførelse som tilkoblingskonstruksjonen 3, bortsett fra at rørstussen 7 and a branching pipeline 9 which leads further to the connection construction 4 t This can be of a similar design to the connection construction 3, except that the pipe connection 7

kan være sløyfet hvis det dreier seg om den siste tilkoblingskonstruksjon i eksport-rørledningen. may be looped if it is the last connection structure in the export pipeline.

Av fig. 2 fremgår det at pælen 5 kan bære to ledekonstruk-sjoner 5a for rørledningene 1 og 9.Tilkoblingen av rørledningen 1 til stussen 6 kan finne sted ved hjelp av en vaier lc som er forbundet med slede ld på rørledningen 1. Vaieren lc legges av en dykker rundt en føringsskive le og føres videre opp til et instal-lasjonsfartøy på overflaten. Ved inntrekking av vaieren lc vil ledningen 1 med sleden ld bli trukket inn på ledekonstruksjonen 5a inntil en hydraulisk kobling lf kommer til anlegg mot flensen 8. Deretter vil dykkeren feste hydrauliske ledninger (ikke vist) til koblingen lf, slik at denne låses til flensen 8. Etterat forbindelsen er tilveiebragt, vil vaieren lc bli strukket så kraftig fra installasjonsfartøyet at den løsner fra sleden ld og kan trekkes opp til overflaten. På toppen av den rørformede pæl 5 er der montert et rammefundament 12 som bærer to styrepinner 13 med noe mindre diameter ved den øvre ende. From fig. 2 it is clear that the pile 5 can carry two guide constructions 5a for the pipelines 1 and 9. The connection of the pipeline 1 to the connector 6 can take place by means of a cable lc which is connected to the carriage ld on the pipeline 1. The cable lc is laid by a dives around a guide disc and is further guided up to an installation vessel on the surface. When the cable lc is retracted, the cable 1 with the slide ld will be pulled onto the guide structure 5a until a hydraulic coupling lf comes into contact with the flange 8. The diver will then attach hydraulic cables (not shown) to the coupling lf, so that it is locked to the flange 8 After the connection has been made, the wire lc will be stretched so strongly from the installation vessel that it detaches from the slide ld and can be pulled up to the surface. A frame foundation 12 is mounted on top of the tubular pile 5, which carries two guide pins 13 with a slightly smaller diameter at the upper end.

Tilkoblingskonstruksjonen 3 omfatter også et mellomstykkeThe connection structure 3 also comprises an intermediate piece

16 som består av en hydraulisk kobling 18, en kuleventil 17 med hydraulisk operator 17*= og to armer 18' som rager ut fra koblingen 18 og ved sine ytre ender bærer hver sin føringshylse eller føringstunnel 20 med en konnisk entringstrakt 20' ved den nedre ende. Til føringshylsene 20 er der også montert festebraketter ;14 for hydro-akustiske transpondere 15.;Føringshylsene 20 er satt ned over styrepinnene 13, og koblingen 18 forbinder kuleventilen 17 med en flens 11 på rør-stussen 10. Koblingen 18 kan f.eks. være en "Cameron Collet Connector", og flensen 11 er da en Cameron-flens. Det samme gjelder for koblingen lf og flensen 8 på rørstussen 6. Koblingen 18 holder normalt mellomstykket 16 fast på resten av tilkoblings-konstruks jonen 3, men mellomstykket 16 kan ved behov løses fra rørstussen 10 og heves av fra styrepinnene 13. ;Den bevegelige del av systemet ifølge oppfinnelsen består;av et på et tankskip 30 opplagret stigerør 32 som ved sin nedre ende er avsluttet åv en nedre "stigerørspakke" 200, som er best ;vist på fig. 2. Stigerørspakken består av et overgangsstykke 201;av stål med en flens 202 ved den nedre ende. Til denne er der festet en styreenhet 20 3 som bærer elektrisk drevne propeller (thrustere) 204 , Propellene styres fra skipets dynamiske posisjoneringssystem for å holde stigerørspakken 200 i ro under kobling til tilkoblingskonstruksjonen 3 på havbunnen 2. Styreenheten med propellene 204 kan f.eks. være en enhet av typen "Myren Spider". 201<*>er en ledning som fører fra overgangs- 16 which consists of a hydraulic coupling 18, a ball valve 17 with hydraulic operator 17*= and two arms 18' which protrude from the coupling 18 and at their outer ends each carry their own guide sleeve or guide tunnel 20 with a conical entry funnel 20' at the lower end. The guide sleeves 20 are also fitted with mounting brackets ;14 for hydro-acoustic transponders 15.;The guide sleeves 20 are set down over the guide pins 13, and the coupling 18 connects the ball valve 17 with a flange 11 on the pipe socket 10. The coupling 18 can e.g. be a "Cameron Collet Connector", and the flange 11 is then a Cameron flange. The same applies to the coupling lf and the flange 8 on the pipe socket 6. The coupling 18 normally holds the intermediate piece 16 firmly on the rest of the connection construction 3, but the intermediate piece 16 can be detached from the pipe socket 10 and lifted off from the guide pins 13 if necessary. of the system according to the invention consists of a riser 32 stored on a tanker 30 which is terminated at its lower end by a lower "riser package" 200, which is best shown in fig. 2. The riser package consists of a steel transition piece 201 with a flange 202 at the lower end. Attached to this is a control unit 20 3 which carries electrically driven propellers (thrusters) 204. The propellers are controlled from the ship's dynamic positioning system to keep the riser package 200 stationary during connection to the connection structure 3 on the seabed 2. The control unit with the propellers 204 can e.g. be an "Ant Spider" type unit. 201<*>is a wire leading from the transition

stykket 201 til styreenheten 203 og inneholder en hydraulik-piece 201 to the control unit 203 and contains a hydraulic

ledning samt styreledninger og ledninger for tilførsel av elekt-cable as well as control cables and cables for the supply of electricity

risk driftsenergi.risk operating energy.

Under styreenheten 203 er stigerøret 32 forlenget av et avstandsstykke 205. Hensikten med dette avstandsstykke er å Below the control unit 203, the riser 32 is extended by a spacer 205. The purpose of this spacer is to

separere støy (luftbobler) som stammer fra propellene 204, fra hydro-akustiske sensorer 206 montert på armer 206' som er opp-fellbart opplagret på to horisontale armer 207, som ved sine ytre ender også bærer to føringshylser eller føringstunneler 208. De indre ender av armene 207 er forbundet med overgangs- separate noise (air bubbles) originating from the propellers 204, from hydro-acoustic sensors 206 mounted on arms 206' which are foldable and supported on two horizontal arms 207, which at their outer ends also carry two guide sleeves or guide tunnels 208. The inner ends of the arms 207 are connected by transition

stykket 205 og bærer også en sylinderformet ramme eller et skjørt 209. Inne i rammen 209 er der anordnet en hydraulisk betjent kobling 211 for sammenkobling av avstandsstykket 205 av stigerøret 32 med en flens 19 på kuleVentilen 17. 210 er hydrauliske sylindre til å skyve den hydraulisk betjente kobling 211 ned på flensen 19. Sensorene 206 er oppfellbare som antydet stiplet for reduksjon av den horisontale dimensjon av stigerørs-pakken 200 når denne hales ombord på tankskipet 30. piece 205 and also carries a cylindrical frame or skirt 209. Inside the frame 209 there is arranged a hydraulically operated coupling 211 for connecting the spacer 205 of the riser 32 with a flange 19 on the ball valve 17. 210 are hydraulic cylinders to push it hydraulically operated coupling 211 down on the flange 19. The sensors 206 can be folded up as indicated by the dotted line for reducing the horizontal dimension of the riser package 200 when this is towed aboard the tanker 30.

Den øvre ende av det fleksible stigerør 32 vil under fartThe upper end of the flexible riser 32 will under speed

av tankskipet 30 være oppspolt på en lagringstrommel 33 (fig. 1 og 3) eller 146 (fig. 4). Når stigerøret 32 er tilkoblet tilkob-lingskonstruks jonen på havbunnen, må forbindelsen mellom stigerøret of the tanker 30 be wound up on a storage drum 33 (fig. 1 and 3) or 146 (fig. 4). When the riser 32 is connected to the connection structure on the seabed, the connection between the riser must

32 og tankskipet 30 omfatte en form for kompensering av relativ-bevegelsen mellom havbunnen 2 og skipet 30. To alternative ut-førelser av en slik hiv.-kompehseringsinnretning er skjematisk vist på henholdsvis figur 3 og figur 4. I utførelseseksepmlet på fig. 3 benyttes oppbevaringstrommelen 33 for stigerøret 32 til utførelse av hivkompenseringen. Trommelen 33 er således forsynt med et aktivt styresystem (ikke vist) som sørger for konstant strekk i stigerøret 32 selv ved relativ bevegelse mellom skipet 30 og havbunnen 2. Trommelen 33 kan pias- seres nær skipets senterplan, og stigerøret 32 føres ned gjennom en åpen brønn (ikke vist) i skroget. Dette medfører en kostbar modifisering av et tankskip, men vil være gunstig hvis skipet skal kunne dreie seg mer enn 360° rundt stigerøret 32. En billigere plassering av trommelen 33 vil være ved skipssiden som antydet på fig. 1. Stigerøret 32 vil da føres ned langs siden av skipet 30 og herunder være beskyttet av en føringskonstruksjon 31 som består av et fagverk med påmonterte grovperforerte plater. Denne konstruksjon 31 vil skjerme stigerøret 32 mot ekstreme bølgekrefter (slashing) og mekaniske støt. I den nedre ende av føringskonstruk-sjonen 31 foreligger der et styringsorgan 39 hvis funksjon er å hindre stigerøret 32 i å gnage mot kimingen på skipet 30 eller mot føringskonstruksjonen 31. Dette styringsorgan har føring på vertikale skinner (ikke vist) langs skutesiden av skipet, slik at stigerøret 32 og den nedre stigerørspakke 200 kan trekkes helt opp på dekk av skipet oppunder et fundament 34 for trommelen 33. Så snart stigerørspakken 200 senkes ned gjennom føringen 31, vil styringsorganet 39 følge med. Den kan låses i sin nederste stilling. 32 and the tanker 30 comprise a form of compensation for the relative movement between the sea bed 2 and the ship 30. Two alternative versions of such a heave compensation device are schematically shown in figure 3 and figure 4 respectively. In the embodiment in fig. 3, the storage drum 33 is used for the riser 32 to carry out the heave compensation. The drum 33 is thus provided with an active control system (not shown) which ensures constant tension in the riser 32 even with relative movement between the ship 30 and the seabed 2. The drum 33 can be positioned close to the center plane of the ship, and the riser 32 is led down through an open well (not shown) in the hull. This entails an expensive modification of a tanker, but will be beneficial if the ship is to be able to turn more than 360° around the riser 32. A cheaper location of the drum 33 will be on the ship's side as indicated in fig. 1. The riser 32 will then be led down along the side of the ship 30 and below it will be protected by a guide structure 31 which consists of a truss with attached coarsely perforated plates. This construction 31 will shield the riser 32 against extreme wave forces (slashing) and mechanical impacts. At the lower end of the guide structure 31, there is a control member 39 whose function is to prevent the riser 32 from rubbing against the keel of the ship 30 or against the guide structure 31. This control member is guided on vertical rails (not shown) along the forward side of the ship, so that the riser 32 and the lower riser package 200 can be pulled all the way up onto the deck of the ship under a foundation 34 for the drum 33. As soon as the riser package 200 is lowered through the guide 31, the control member 39 will follow. It can be locked in its lowest position.

Fundamentet 34 for trommelen 33 hviler på en sokkel 35. Trommelen 33 er dreibart opplagret på fundamentet 3 4 ved hjelp av en opplagring 36. For eliminasjon av torsjon i stigerøret 32 kan trommelen 33 dreies i opplagringen 36 av en motor (ikke vist) som styres av retningsinformasjonen fra skipets dynamiske posisjoneringssystem. The foundation 34 for the drum 33 rests on a base 35. The drum 33 is rotatably supported on the foundation 34 by means of a support 36. To eliminate torsion in the riser 32, the drum 33 can be turned in the support 36 by a motor (not shown) which is controlled of the direction information from the ship's dynamic positioning system.

For fordeling av stigerøret 32 på trommelen ved oppspoling er der anordnet et spoleapparat 37. Stigerørets øvre ende er ført inn til trommelens aksel og tilkoblet en ikke vist svivel (dreie-kobling). Fra dreiekoblingen fører der en forlengelse 40 av stigerøret 32 aksialt ut fra trommelen 33 og ned til en mindre trommel 38. Hensikten med denne trommel 38 er å spole av og på For distribution of the riser 32 on the drum during winding, a winding device 37 is arranged. The upper end of the riser is led into the shaft of the drum and connected to a swivel (turning coupling) not shown. From the rotary coupling, an extension 40 of the riser 32 leads axially out from the drum 33 and down to a smaller drum 38. The purpose of this drum 38 is to wind on and off

en kortere lengde fleksibelt rør (ikke vist) for å kompensere for trommelens dreining på fundamentet 34 ved retningsforandring av skipet. a shorter length of flexible pipe (not shown) to compensate for the rotation of the drum on the foundation 34 when the ship changes direction.

Ifølge det annet utførelseseksempel for vertikalkompensering, som er vist på fig. 4, vil den øvre ende av stigerøret 32 etter senkning av stigerøret bli løsnet fra opplagringstrommelen 14 6 According to the second embodiment for vertical compensation, which is shown in fig. 4, the upper end of the riser 32 will be detached from the storage drum 14 6 after lowering the riser

og tilkoblet en hivkompensator 140. Denne tilkobling tilveiebringes ved hjelp av en hydraulisk kobling 136, som kan være en and connected to a heave compensator 140. This connection is provided by means of a hydraulic coupling 136, which can be a

"Cameron Collet Connector ", og som forbinder et overgangsstykke 133 med en svivel 137. Overgangsstykket 133 er festet til den øvre ende av stigerøret 32 og er også festet til en gaffelformet, horisontal støtte 134 som er tvangsstyrt i vertikalretningen i en føring 135. Svivelen 137 tillater at tankskipet 30 roterer ved endring av vind- og strømretningen uten at dette medfører torsjon i stigerøret 32. For å eliminere torsjon i stigerøret som følge av den lille friksjon som forekommer i svivelen 137, "Cameron Collet Connector", and which connects a transition piece 133 with a swivel 137. The transition piece 133 is attached to the upper end of the riser 32 and is also attached to a fork-shaped, horizontal support 134 which is forcibly guided in the vertical direction in a guide 135. The swivel 137 allows the tanker 30 to rotate by changing the wind and current direction without this causing torsion in the riser 32. To eliminate torsion in the riser as a result of the small friction that occurs in the swivel 137,

kan denne utstyres med en liten elektromotor som reguleres av retningsinformas jon fra det dynamiske posisjoneringssystem. this can be equipped with a small electric motor which is regulated by direction information from the dynamic positioning system.

Til svivelen 137 er der festet en stålvaier 138 som føres over ledeskiver 139 til hivkompensatoren 140. Hivkompensatoren 14 0 bør være aktivt styrt basert på informasjon fra den vertikale referanseenhet i det dynamiske posisjoneringssystem. Som antydet på tegningen er hivkompensatoren 140 utført som en talje. Slike hivkompensatorer er kjent og markedsføres f.eks. av Vetco, A steel cable 138 is attached to the swivel 137 and is guided over guide discs 139 to the heave compensator 140. The heave compensator 140 should be actively controlled based on information from the vertical reference unit in the dynamic positioning system. As indicated in the drawing, the heave compensator 140 is designed as a pulley. Such hiv compensators are known and marketed e.g. by Vetco,

Ventura, California,Ventura, California,

For videre transport av hydrokarbonene vil der til toppenFor further transport of the hydrocarbons there will be to the top

av svivelen 137 bli festet en såkalt lastearm som består av to rør 141 og 142. Rørene er forbundet med hinannen og med henholdsvis stigerøret 32 og en ledning 148 i tankskipet ved hjelp av tre sviveler eller ledd 143a, 143b resp. 143c. Denne lastearm vil kompensere for relativ vertikalbevegelse mellom stigerøret 32 og tankskipet 30. Det midtre ledd 143a i lastearmen er tvangsstyrt i en sirkelbueformet føring 144 for å tillate opptagelse av side-krefter som lastearmen belastes med pga. tankskipets rulling og vindkrefter. Leddene 143a-c kan være såkalte FMC-ledd, dvs. ledd av en kjent utførelse som fremstilles av Food Machinery Corporation, Houston, USA. of the swivel 137 a so-called loading arm consisting of two pipes 141 and 142 is attached. The pipes are connected to each other and to the riser 32 and a line 148 in the tanker by means of three swivels or joints 143a, 143b resp. 143c. This loading arm will compensate for relative vertical movement between the riser 32 and the tanker 30. The middle link 143a in the loading arm is forcibly guided in a circular arc-shaped guide 144 to allow absorption of lateral forces that the loading arm is loaded with due to the tanker's roll and wind forces. The joints 143a-c can be so-called FMC joints, i.e. joints of a known design manufactured by Food Machinery Corporation, Houston, USA.

Føringen 135 for støtten 134 er tildannet i en tårnkonstruk-sjon 145 som også bærer hivkompensatoren 140 og lagringstrommelen 146 som benyttes til oppspoling av det fleksible stigerør 32 når tankskipet 30 er i fart. The guide 135 for the support 134 is formed in a tower construction 145 which also carries the heave compensator 140 and the storage drum 146 which is used to wind up the flexible riser 32 when the tanker 30 is in motion.

På fig. 4 er stigerøret 32 antydet å strekke seg gjennomIn fig. 4, the riser 32 is indicated to extend through

en brønn 29 i tankskipet 30. En slik brønn vil kunne lukkes av luker med låsebolter når skipet er i fart. Ved tankskipets vær-dekk vil brønnen 29 være dekket av en strekkmetallrist. a well 29 in the tanker 30. Such a well can be closed by hatches with locking bolts when the ship is in motion. At the tanker's weather deck, the well 29 will be covered by a tensile metal grating.

Ved stigerørets øvre ende vil hydrauliske ledninger 101At the riser's upper end, hydraulic lines 101

og elektriske kabler 102, 103 (se fig. 5) bli ført ut gjennom and electrical cables 102, 103 (see fig. 5) be led out through

siden av overgangsstykket 133 og bli koblet til ledninger resp. kabler (ikke vist) som føres langs lastearmene 141 og 142. side of the transition piece 133 and be connected to wires or cables (not shown) which are routed along the loading arms 141 and 142.

Ved tilkobling av stigerørets nedre ende til flensen 19 på kuleventilen 17 vil der også fås sammenkobling av styreledninger og styrekabler for betjening av kuleventilen 17 og den hydrauliske kobling 18. When connecting the lower end of the riser to the flange 19 on the ball valve 17, there will also be a connection of control lines and control cables for operating the ball valve 17 and the hydraulic coupling 18.

Et tverrsnitt gjennom det fleksible stigerør 32 er vist på fig. 5. Veggen 100 av stigerøret kan bestå av flere lag av for-skjellige materialer, f.eks. armert plast. Et slikt fleksibelt stigerør av armert plast er kjent og markedsføres av Coflexip, Frankrike. De foran nevnte hydrauliske ledninger 101 og elektriske kabler 102, 103 for henholdsvis tilførsel av elektrisk kraft og overføring av signaler som er nødvendige for betjening av thrustere, ventiler etc. i stigerørspakken 200 og i tilkob-lingskonstruks jonen 3 kan være innstøpt i veggen 100. A cross-section through the flexible riser 32 is shown in fig. 5. The wall 100 of the riser can consist of several layers of different materials, e.g. reinforced plastic. Such a flexible riser made of reinforced plastic is known and marketed by Coflexip, France. The above-mentioned hydraulic lines 101 and electrical cables 102, 103 for the supply of electrical power and the transmission of signals which are necessary for operating thrusters, valves etc. in the riser package 200 and in the connection construction 3 can be embedded in the wall 100.

Inne i det.fleksible stigerør 32 er der konsentrisk montert mindre rør 106 som f.eks. kan bestå av "Rilsan"-plast. Hensikten med røret 106 er at det skal tjene som en spyleledning for til-førsel av spylefluidum til stigerøret 32. Normalt vil hydrokarbonene strømme opp gjennom stigerøret i hulrommene 105 og 107. Ved avslutning av lasteoperasjonen vil eventuelle hydrokarboner Inside the flexible riser 32 there is a concentrically mounted smaller pipe 106 which e.g. may consist of "Rilsan" plastic. The purpose of the pipe 106 is to serve as a flushing line for the supply of flushing fluid to the riser 32. Normally, the hydrocarbons will flow up through the riser in the cavities 105 and 107. At the end of the loading operation, any hydrocarbons

i hulrommene 105 og 107 kunne føre til forurensning av havet eller brannfare ombord på tankskipet 30, hvis de ikke er skyllet ut av stigerøret 32 før dette løsnes fra tilkoblingskonstruksjonen 3 på havbunnen 2. En slik rensing av stigerøret foretas f.eks. ved at vann eller inertgass (avhengig av om hydrokarbonene utgjøres av olje eller gass) injiseres fra tankskipet 30 ned gjennom spylérøret 106 og opp gjennom det ringformede hulrom 105. in the cavities 105 and 107 could lead to pollution of the sea or a fire hazard on board the tanker 30, if they are not flushed out of the riser 32 before it is detached from the connection structure 3 on the seabed 2. Such cleaning of the riser is carried out e.g. in that water or inert gas (depending on whether the hydrocarbons consist of oil or gas) is injected from the tanker 30 down through the flushing pipe 106 and up through the annular cavity 105.

Når stigerøret 32 spoles opp,vil den indre spyleledningWhen the riser 32 is coiled up, the inner flush line will

106 ikke forbli konsentrisk, noe som endrer lengden av ledningen i forhold til stigerøret. Spyleledningen vil da forskyves aksialt i stigerøret 32. På figurene 6 og 7 er det vist at spyleledningen 106 til dette formål er ført konsentrisk i stige-røret 3 ved dettes nedre ende ved hjelp av et armkors 108 som er fast forbundet med spyleledningen 10 6 og har føring i langs-gående spor 109 i veggen 100 av stigerøret. 106 not remain concentric, which changes the length of the wire relative to the riser. The flush line will then be displaced axially in the riser 32. Figures 6 and 7 show that for this purpose the flush line 106 is led concentrically in the riser 3 at its lower end by means of an arm cross 108 which is firmly connected to the flush line 10 6 and has guidance in longitudinal grooves 109 in the wall 100 of the riser.

Istedenfor å presse spylefluidum ned gjennom spyleledningen 109 under trykk er det mulig å suge hydrokarbonene opp gjennom ringrommet 105 ved hjelp av en ejektor ved stigeledningens øvre ende. Spyleledningen 106 vil da bli sløyfet og erstattet av en fjernstyrt ventil (ikke vist) i stigerørspakken 200 for å Instead of pushing flushing fluid down through the flushing line 109 under pressure, it is possible to suck the hydrocarbons up through the annulus 105 by means of an ejector at the upper end of the riser line. The flush line 106 will then be looped and replaced by a remote-controlled valve (not shown) in the riser package 200 to

slippe sjøvann inn i stigerørets nedre ende når hydrokarbonene suges ut ved den øvre ende. let seawater into the lower end of the riser when the hydrocarbons are sucked out at the upper end.

Fremgangsmåten ved tilkobling, betjening og frakobling av lastesystemet vil nå bli beskrevet. The procedure for connecting, operating and disconnecting the loading system will now be described.

Tankskipet 30 vil navigere til omtrentlig posisjon over tilkoblingskonstruksjonen 3 på havbunnen 2 ved hjelp av f.eks. et hyperbelnavigasjonssystem (Decca eller Pulse 8). The tanker 30 will navigate to the approximate position above the connection structure 3 on the seabed 2 using e.g. a hyperbolic navigation system (Decca or Pulse 8).

Deretter vil skipets dynamiske posisjoneringssystem styre skipet ved hjelp av informasjon fra transponderne 15, som f.eks. kan være av Simrad-typen. Skipet styres til den posisjon i forhold til tilkoblingskonstruksjonen 3 som er gunstigst for tilkobling av stigerøret. Trommelen 33 vil deretter aktiveres slik at stige-røret 32 spoles av og fires ned gjennom føringskonstruksjonen 31. Selve stigerøret 32 vil styres av styringsorganet 39 til dettes nedre stilling hvor det vil låses til skinnene vertikalt langs skutesiden. Stigerøret 32 senkes videre ned mot tilkoblingskonstruksjonen 3 på havbunnen 2 inntil den nedre stigerørspakke 200 befinner seg ca. 20 meter over tilkoblingskonstruksjonen 3. Deretter-vil det aktive hivkompenseringssystem for trommelen 33 aktiveres, slik at den nedre stigerørspakke 2 00 holdes i ro verti-, kalt. Samtidig vil sensorene 206, som kan være Simrad-sensorer, oppfange signalene fra de hydroakustiske transpondere 15. På grunnlag av denne informasjon kan skipets dynamiske posisjoneringssystem styre propellene 204, slik at den nedre stigerørspakke 200 føres til optimal posisjon tilnærmet rett over tilkoblingskonstruksjonen 3 og holdes i ro innenfor gitte grenser i horisontal-planet. The ship's dynamic positioning system will then control the ship using information from the transponders 15, such as may be of the Simrad type. The ship is steered to the position in relation to the connection structure 3 which is most favorable for connecting the riser. The drum 33 will then be activated so that the riser 32 is unwound and four down through the guide structure 31. The riser 32 itself will be controlled by the control member 39 to its lower position where it will be locked to the rails vertically along the forward side. The riser 32 is further lowered towards the connection structure 3 on the seabed 2 until the lower riser package 200 is located approx. 20 meters above the connection structure 3. Then the active heave compensation system for the drum 33 will be activated, so that the lower riser package 200 is kept in a vertical position. At the same time, the sensors 206, which can be Simrad sensors, will pick up the signals from the hydroacoustic transponders 15. On the basis of this information, the ship's dynamic positioning system can control the propellers 204, so that the lower riser package 200 is brought to an optimal position approximately directly above the connection structure 3 and held at rest within given limits in the horizontal plane.

Deretter senkes stigerøret 32 kontrollert nedover til førings-hylsene 208 entrer over styrepinnene 13 og låses hydraulisk til disse ved hjelp av låsetapper (ikke vist) som betjenes av en hydraulisk aktuator 208'. Ved hjelp av de hydrauliske sylindre 210 vil koblingen 211 bli presset kontrollert nedover til den støter an mot flensen 19 og låse seg fast til denne flens ved hydraulisk betjening fra dekket av skipet 30. Deretter vil hydraulisk trykk ovenfra skipet 30 via kanaler i koblingen 211 og flensen 19 åpne kuleventilen 17 mot fjærtrykket i operatoren 17'. Hydrokarbonene vil nå strømme fra rørledningen 1 gjennom tilkoblingskonstruksjonen 3 opp gjennom stigerøret 32 og inn i tankskipet 30. The riser 32 is then lowered in a controlled manner until the guide sleeves 208 enter over the guide pins 13 and are hydraulically locked to these by means of locking pins (not shown) which are operated by a hydraulic actuator 208'. By means of the hydraulic cylinders 210, the coupling 211 will be pressed in a controlled manner downwards until it abuts against the flange 19 and locks onto this flange by hydraulic operation from the deck of the ship 30. Then, hydraulic pressure from above the ship 30 via channels in the coupling 211 and the flange 19 open the ball valve 17 against the spring pressure in the operator 17'. The hydrocarbons will now flow from the pipeline 1 through the connection structure 3 up through the riser 32 and into the tanker 30.

Hvis der ønskes kontinuerlig lasting kan der benyttes to tankskip. Før det første skipet er ferdig lastet ved tilkoblings-konstruks jonen 3 vil et annet tankskip finne og posisjonere seg over den annen tilkoblingskonstruksjon 4 og tilkoble seg denne på samme måte som beskrevet ovenfor. Når det første tankskip er fullt lastet, vil det annet skip åpne kuleventilen på tilkoblings-konstruks jonen 4, mens kuleventilen 17 på tilkoblingskonstruksjonen 3 stenges fra det første tankskip. Deretter suges hydrokarbonene ut av stigerøret 32 ved hjelp av en ejektorpumpe (ikke vist) på forlengelsesledningen 140, samtidig som en fjernstyrt ventil If continuous loading is desired, two tankers can be used. Before the first ship has finished loading at the connection structure 3, another tanker will find and position itself above the second connection structure 4 and connect to it in the same way as described above. When the first tanker is fully loaded, the second ship will open the ball valve on the connection structure 4, while the ball valve 17 on the connection structure 3 is closed from the first tanker. The hydrocarbons are then sucked out of the riser 32 by means of an ejector pump (not shown) on the extension line 140, at the same time as a remote-controlled valve

(ikke vist) på stigerørspakken 200 vil slippe inn sjøvann etter-hvert som hydrokarbonene suges ut. Når stigerøret 32 er renset for hydrokarboner, vil kuleventilen 17 bli lukket av fjær- (not shown) on the riser package 200 will admit seawater as the hydrocarbons are sucked out. When the riser 32 is cleaned of hydrocarbons, the ball valve 17 will be closed by spring-

trykket fra operatoren 17' ved at det hydrauliske trykk fra skipet som har åpnet ventilen, opphører. Deretter vil hydraulisk trykk ovenfra frigjøre koblingen 211 fra flensen 19 og de hydrauliske sylindre 210 løfte koblingen 211. Endelig vil låsetappene åpnes hydraulisk slik at hele den nedre stigerørspakke 200 frigjøres fra styrepinnene 13 og dermed fra tilkoblingskonstruksjonen 3 på havbunnen. the pressure from the operator 17' in that the hydraulic pressure from the ship that has opened the valve ceases. Then hydraulic pressure from above will release the coupling 211 from the flange 19 and the hydraulic cylinders 210 lift the coupling 211. Finally, the locking pins will be opened hydraulically so that the entire lower riser package 200 is released from the guide pins 13 and thus from the connection structure 3 on the seabed.

Stigerøret 32 med stigerørspakken 200 vil nå bli halt opp, idet stigerøret styres av styringsorganet 39 og fordeles på trommelen 33 av spoleapparatet 37. Når nedre stigerørspakke 200 The riser 32 with the riser package 200 will now be held up, as the riser is controlled by the control member 39 and distributed on the drum 33 by the spool device 37. When the lower riser package 200

når underkant av styringsorganet 39 ville dette frigjøres hydraulisk og trekkes opp sammen med den nedre stigerørspakke 200. when the lower edge of the control member 39 this would be hydraulically released and pulled up together with the lower riser package 200.

Denne vil bli lagret på dekk av tankskipet 30 under fundamentet 34. This will be stored on the deck of the tanker 30 under the foundation 34.

I tilfelle av skader på flensen 19 med tetningsflater, koblingen 18, operatoren 17' eller de hydroakustiske transpondere 15 kan mellomstykket 16 trekkes opp til skipet 30 ved hjelp av stigerøret 32. I så fall løsnes koblingen 18 fra flensen 11, mens koblingen 211 ikke løsnes, men forblir på flensen 19 og benyttes til å løfte mellomstykket 16. In the event of damage to the flange 19 with sealing surfaces, the coupling 18, the operator 17' or the hydroacoustic transponders 15, the intermediate piece 16 can be pulled up to the ship 30 by means of the riser 32. In this case, the coupling 18 is detached from the flange 11, while the coupling 211 is not detached , but remains on the flange 19 and is used to lift the intermediate piece 16.

Claims

1. Method for loading a tanker (30) with oil or gas from an underwater pipeline (1), characterized in that the tanker is dynamically positioned over a connecting structure (3) connected to the pipeline, and that a riser (32) is lowered from the tanker, whose lower end carries coupling means (211) which are connected to the connection structure (3), the length of the approximately vertical riser (32) being continuously regulated in accordance with the tanker's wave movements and deviations in the dynamic positioning.

2. Method as stated in claim 1, characterized in that the lower end of the riser (32) is also dynamically positioned during the lowering and connection operation.

3. Method as stated in claim 1 or 2, characterized in that the dynamic positioning of the tanker and/or the lower end of the riser takes place using signals from transponders (15) on the connection structure (3).

4. Method as stated in one of the preceding claims, characterized in that the length of the riser (32) is regulated by means of a device which ensures constant tension in the riser.

5. Method as stated in one of the preceding claims, characterized in that a flexible riser pipe (32) is used which is wound up on a drum (33, 146) on the tanker.

6. Method as stated in claims 4 and 5, characterized in that the constant tension regulation is provided by unwinding or winding the flexible riser (32) on the drum (33).

7. Method as stated in claim 6, characterized in that the drum (33) is rotated about the axis of the vertically downwards riser pipe (32) to prevent torsion in the pipe, the rotation being controlled by the ship's dynamic positioning system.

8. Method as set forth in claims 4 and 5, characterized in that the upper end of the flexible riser (32) when connecting the riser to the connection structure (3) is detached from the drum (146) and via a tension member (138) is connected to a constant force hoist (140) .

9. Method as stated in one of the preceding claims, characterized in that a shut-off valve (17) in the connecting construction (3) is opened and closed by control from the tanker (30).

10. Method as stated in one of the preceding claims, characterized in that the riser (32) is flushed or vacuumed empty of oil or gas before it is disconnected from the connecting construction (3).

11. Method as stated in claim 10, characterized in that for flushing the riser (32) a liquid or a gas is supplied at the lower end of the riser.

12. Method as specified in claim 11, characterized in that the flushing is effected by the flushing liquid or - the gas is supplied under pressure.

13. Method as stated in claim 11, characterized in that the flushing is effected by suction using an ejector at the upper end of the riser, while seawater is supplied without pressure by opening a remote-controlled valve and fills the riser (32) behind the oil or gas when this is sucked up by the ejector.

14. System for loading a tanker (30) with oil or gas from an underwater pipeline 1 by a method as stated in claim 1, characterized in that the tanker (30) is provided with a riser (32) which carries coupling means at its lower end (211) , and has a dynamic positioning system, that the underwater line (1) is connected by a connection structure (3) for automatic connection with the coupling means (211) on the lower end of the riser (32), and that the tanker has means for storing the riser (32) under speed and for controlled lowering of this down to the connection structure (3) for connection and loading, as well as for maintaining a constant tension in the riser. (32) after connecting to the connecting structure to regulate the length of the riser.

15. System as stated in claim 14, characterized in that a riser package (200) is attached to the lower end of the riser, comprising a coupling (211) for the riser (32) and guide sleeves or tunnels (208) for engagement with guide pins (13) that protrude from the connecting structure (3).

16. System as stated in claim 14 or 15, characterized in that the connection structure (3) comprises a shut-off valve (17) which can be operated from the tanker (30) via hydraulic and/or electrical control lines (101, 102, 103) which are incorporated in the riser (32) and is connected together with control lines in the connection structure (3) when the riser is connected to this.

17. System as stated in one of the claims 14-16, characterized in that the shut-off valve (17) is incorporated in a separate intermediate piece (16) which is releasably connected to the connection construction (3) and has a pipe socket (19) as the connecting means (211) on the riser (32) can be connected.

18. System as specified in claims 15 and 17, characterized in that the intermediate piece (16) comprises guide sleeves or tunnels (20) for engagement with the guide pins (13).

19. System as set forth in one of claims 15 - 18, characterized in that the riser package (200) comprises organs (203, 204) for dynamic positioning of the riser package.

20. System as stated in one of claims 14-19, characterized in that the connection structure (3) comprises transponders (15) for sending out signals for the dynamic positioning.

21. System as stated in claim 20, characterized in that sensors (206) are arranged on the riser package (200) for controlling the last part of the lowering movement.

22. System as stated in one of claims 14-21, characterized in that the riser (32) is flexible and is wound up on a drum (33, 146) on the tanker during speed.

23. System as stated in claim 22, characterized in that the means for maintaining a constant tension in the riser (32) comprise means for turning the drum (33), which is rotatably supported on the axis of the riser to allow rotation of the pipe in relation to the ship (30).

24. System as stated in one of the claims 14-22, characterized by a constant force hoist (140) which via a tension member, e.g. a wire (138) loads the riser (32) to maintain a constant tension in the pipe when it is connected to the connection structure (3).

25. System as stated in one of claims 14-24, characterized in that the riser (32) comprises a flushing line (106) for supplying liquid or gas to the lower end of the riser (32) after the loading of oil or gas has ceased .

26. System as stated in claim 25, characterized in that the flushing line (106) lies concentrically within the riser (32).

27. System as stated in claim 25 or 26, characterized by an ejector at the upper end of the riser (32) to suck up remaining oil or gas, which is followed by water, which is admitted into the lower end of the riser (32) at a remote-controlled valve in the riser package (200) .