NO995923L - Submerged pipeline for transporting fluids such as oil and / or gas - Google Patents
Submerged pipeline for transporting fluids such as oil and / or gas Download PDFInfo
- Publication number
- NO995923L NO995923L NO19995923A NO995923A NO995923L NO 995923 L NO995923 L NO 995923L NO 19995923 A NO19995923 A NO 19995923A NO 995923 A NO995923 A NO 995923A NO 995923 L NO995923 L NO 995923L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipeline
- pipe
- submerged
- floating
- buoyancy
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 3
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 19
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 16
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 7
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 claims 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004760 aramid Substances 0.000 description 1
- 229920003235 aromatic polyamide Polymers 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium 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
- F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
- F16L1/12—Laying or reclaiming pipes on or under water
- F16L1/20—Accessories therefor, e.g. floats, weights
- F16L1/24—Floats; Weights
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en neddykket rørledning for transport av fluider såsom olje og/eller gass. The present invention relates to a submerged pipeline for the transport of fluids such as oil and/or gas.
Store mengder rør er i de senere år blitt lagt på havbunnen i forbindelse med utvinning av olje og gass til havs. In recent years, large quantities of pipes have been laid on the seabed in connection with the extraction of oil and gas at sea.
Rørene legges enten fritt oppå havbunnen, eventuelt med i avstand fra hverandre anordnete festepunkter, eller graves ned i havbunnen og tildekkes. The pipes are either laid freely on the seabed, possibly with attachment points arranged at a distance from each other, or dug into the seabed and covered.
Det er tidligere kjent løsninger der det benyttes flyteelementer i forbindelse med leggingen av en rørledning. Disse flytelegemene tjener imidlertid ikke som oppdriftslegemer for en flytende, permanent oppankret rørledning, men fjernes etter at ledningen er kommet på plass på havbunnen. There are previously known solutions where floating elements are used in connection with the laying of a pipeline. However, these floating bodies do not serve as buoyancy bodies for a floating, permanently anchored pipeline, but are removed after the pipeline is in place on the seabed.
I områder hvor havbunnen er meget ujevn med høye topper og dype og brede nedsenkninger (daler) på store havdyp, kan de eksisterende rørleggingsmetodene ikke benyttes. In areas where the seabed is very uneven with high peaks and deep and wide depressions (valleys) at great sea depths, the existing pipe-laying methods cannot be used.
I henhold til oppfinnelsen er det kommet frem til en neddykket rørledning som erkarakterisert vedat den er anordnet flytende i hele eller i det minste deler av sin lengde idet rørledningens oppdrift er fremskaffet ved hjelp av i avstand fra hverandre anordnete flytelegemer og/eller flytemateriale anordnet i et hovedsakelig jevnt påført skikt rundt rørledningen, eventuelt i kombinasjon med vekter eller synkemateriale og idet rørledningen er forankret til havbunnen med i avstand fra hverandre anordnete stag eller forankringsliner. In accordance with the invention, a submerged pipeline has been arrived at which is characterized by the fact that it is arranged floating for the whole or at least parts of its length, the buoyancy of the pipeline being provided by means of floating bodies arranged at a distance from each other and/or floating material arranged in a mainly evenly applied layer around the pipeline, possibly in combination with weights or sinking material and as the pipeline is anchored to the seabed with stanchions or anchoring lines arranged at a distance from each other.
Uselvstendige krav 2-5 angir fordelaktige trekk ved oppfinnelsen.Independent claims 2-5 state advantageous features of the invention.
Oppfinnelsen skal i det etterfølgende beskrives nærmere ved hjelp av eksempel og under henvisning til vedføyde tegninger der: Fig. 1 viser en skisse av en del av en neddykket flytende rørledning med i avstand fra hverandre anordnete forankringsliner anordnet i V-form og med pppdriftslegemer anordnet for hvert forankringspunkt. Fig. 2 viser det samme som i Fig. 1, men hvor oppdriftslegemene er jevnt fordelt langs hele rørledningen. Fig. 3 viser en neddykket flytende rørledning med bare en vertikal forankringsline for hvert forankringspunkt. Fig. 4 viser en neddykket flytende rørledning der rørledningen er anordnet i bueform mellom hvert forankringspunkt. Fig. 5 og 6 viser to forskjellige oppdrift-/vektbelastningssituasjoner for et oppankret rør. Fig. 7 viser en neddykket flytende rørbuntløsning med skråttstilte forankringsliner. In what follows, the invention will be described in more detail by way of example and with reference to the attached drawings where: Fig. 1 shows a sketch of part of a submerged floating pipeline with anchoring lines arranged at a distance from each other arranged in a V-shape and with ppp drive bodies arranged for each anchor point. Fig. 2 shows the same as in Fig. 1, but where the buoyancy bodies are evenly distributed along the entire pipeline. Fig. 3 shows a submerged floating pipeline with only one vertical anchor line for each anchor point. Fig. 4 shows a submerged floating pipeline where the pipeline is arranged in an arc between each anchoring point. Figs 5 and 6 show two different buoyancy/weight load situations for an anchored pipe. Fig. 7 shows a submerged floating pipe bundle solution with inclined anchoring lines.
Fig. 8 viser i større målestokk et tverrsnitt av rørbuntløsningen vist i Fig. 5.Fig. 8 shows on a larger scale a cross-section of the pipe bundle solution shown in Fig. 5.
Til forskjell fra konvensjonelle rørleggingsmetoder for neddykkede rørledninger der rørene 1 legges oppå eller nedgraves i havbunnen i hele sin lengde, består foreliggende oppfinnelse i at den enkelte rørledning gjøres flytende i hele eller deler av sin lengde og forankres til havbunnen i en avstand fra denne. Rørforankringene kan være i form av forankringsliner eller stag anordnet i V-form 2 (skråttstilte) som vist i Fig. 1 og 2 eller som en enkel, vertikal line eller stag 3 som vist i Fig. 3. Alternativt kan rørledningen være anordnet i en bue og være festet til sine ender direkte til forankringspunkter 4 på havbunnen, uten forankringsliner, som vist i Fig. 4. For å holde rørledningen flytende, benyttes oppdriftslegemer, f.eks. ett oppdriftslegeme 5 for hvert opplagringspunkt som vist i Fig. 1, oppdriftslegemer 6 jevnt fordelt langs hele rørledningen som vist i Fig. 2, 3 og 4, et jevnt tykt flyteskikt anordnet rundt rørledningen i hele sin lengde (ikke vist), eller en kombinasjon av disse løsningene. Flytelegemene kan være i form av tette, hele legemer av stål eller annet metallisk materiale, eller det kan være fremstilt av skummet plastmateriale, f.eks. polypropylen eller PVC. In contrast to conventional pipe laying methods for submerged pipelines where the pipes 1 are laid on top of or buried in the seabed for their entire length, the present invention consists in the individual pipeline being floated for all or part of its length and anchored to the seabed at a distance from it. The pipe anchorages can be in the form of anchoring lines or stays arranged in a V-shape 2 (inclined) as shown in Fig. 1 and 2 or as a simple, vertical line or stay 3 as shown in Fig. 3. Alternatively, the pipeline can be arranged in a arch and be attached at their ends directly to anchoring points 4 on the seabed, without anchoring lines, as shown in Fig. 4. To keep the pipeline afloat, buoyancy bodies are used, e.g. one buoyancy body 5 for each storage point as shown in Fig. 1, buoyancy bodies 6 evenly distributed along the entire pipeline as shown in Figs. 2, 3 and 4, a uniformly thick floating layer arranged around the pipeline along its entire length (not shown), or a combination of these solutions. The floating bodies can be in the form of dense, whole bodies of steel or other metallic material, or they can be made of foamed plastic material, e.g. polypropylene or PVC.
Når det gjelder forankringene innbefatter disse, foruten linene/stagene som nevnt ovenfor, også et forankringspunkt 7 i havbunnen og rørklammer (ikke vist) for festing av linen/staget til røret. Forankringspunktet 7 i havbunnen kan utgjøres av et gravitasjonsanker, pilaranker, sugeanker, plateanker eller penetreringsanker. As regards the anchorages, these include, in addition to the lines/stays as mentioned above, an anchoring point 7 in the seabed and pipe clamps (not shown) for attaching the line/stay to the pipe. The anchoring point 7 in the seabed can be made up of a gravity anchor, pillar anchor, suction anchor, plate anchor or penetration anchor.
Som vist i figurene kan rørledningen være forsynt med en eller to, eventuelt også flere, forankringsliner for hvert forankringspunkt. Beregninger viser imidlertid at det av hensyn til lateral stivhet og av dynamiske hensyn vil være mest hensiktsmessig å benytte to forankringsliner anordnet i V-form. Skråstillingen (vinkelen) for linene/stagene vil være bestemt av bl.a. strekket i begge linene/stagene ved de aktuelle belastningsforhold for rørledningen. As shown in the figures, the pipeline can be provided with one or two, possibly also several, anchoring lines for each anchoring point. Calculations show, however, that for reasons of lateral stiffness and for dynamic reasons, it will be most appropriate to use two anchor lines arranged in a V-shape. The inclined position (angle) for the lines/stays will be determined by, among other things the tension in both lines/stays at the current load conditions for the pipeline.
For øvrig kan linene/stagene være i form av fibertau av aramid, polyester etc, stålwirer, stålkjeder, eller stive stag av stål, titan, kompositter e.l. Otherwise, the lines/stays can be in the form of fiber ropes made of aramid, polyester etc., steel wires, steel chains, or rigid stays made of steel, titanium, composites etc.
Et vesentlig forhold ved flytende rørledninger som må løses er svingninger (vibrasjoner) indusert av tilstedeværende vannstrømmer. Svingningene kan over tid føre til utmatning og i bestemte situasjoner føre til ukontrollerte overbelastninger ved egensvingninger som i verste fall kan resultere i brudd. A significant issue with floating pipelines that must be resolved is oscillations (vibrations) induced by the water currents present. The fluctuations can over time lead to fatigue and in certain situations lead to uncontrolled overloads due to natural fluctuations which in the worst case can result in breakage.
En måte å kontrollere svingningene på er ved å påføre rørledningen strekk i aksiell retning. Mest hensiktsmessig bør rørledningen når den legges (installeres), fylt med vann, ha form av en rett linje. Ved tømming av rørledningen vil det aksielle strekket som følge av netto oppdrift av selve rørledningen og flytelegemer gi den mest gunstige svingefrekvenssituasjonen, dvs. ved høyere egenfrekvenser. One way to control the oscillations is by applying tension to the pipeline in the axial direction. Most appropriately, the pipeline when it is laid (installed), filled with water, should take the form of a straight line. When emptying the pipeline, the axial stretch as a result of net buoyancy of the pipeline itself and floating bodies will provide the most favorable oscillation frequency situation, i.e. at higher natural frequencies.
En annen måte å kontrollere svingene på er ved å. variere avstanden mellom opplagringspunktene (rørseksjonene/rørspennene). Disse avstandene må velges slik at egenfrekvensene for rørseksjonene vil være høyere enn grenseverdien for eksitasjonsfrekvensen, generert av den omkringsværende vannstrømmen. Another way to control the bends is by varying the distance between the support points (the pipe sections/pipe spans). These distances must be chosen so that the natural frequencies for the pipe sections will be higher than the limit value for the excitation frequency, generated by the surrounding water flow.
Den bakenforliggende teorien viser at rørseksjoner med ulik lengde har ulik egenfrekvens. Ettersom rørseksjonene vil "foretrekke" å svinge med sin egen egenfrekvens, vil naboseksjoner av ulik lengde bidra til å dempe hverandres svingeamplitude. The underlying theory shows that pipe sections of different lengths have different natural frequencies. As the pipe sections will "prefer" to oscillate with their own natural frequency, neighboring sections of different lengths will contribute to damping each other's oscillation amplitude.
I områder med varierende vannstrømhastighet langs røret vil seksjonenes lengde kunne tilpasses lokal strømhastighet og dermed øke rørets utmattingslevetid. In areas with varying water flow speed along the pipe, the length of the sections will be able to be adapted to the local current speed and thus increase the pipe's fatigue life.
Fordelaktig bør strekket i rørledningen og avstanden mellom opplagringspunktene avstemmes og optimaliseres slik at det oppnås minimale spenningspåkjenninger i rørledningen. Advantageously, the length of the pipeline and the distance between the storage points should be coordinated and optimized so that minimal stress is achieved in the pipeline.
Den totale rørsystemstivhet er representert ved en kombinasjon av strekk (kabeleffekt) og bøyeeffekt. Med økende avstand mellom oppankringspunktene vil kabeleffektene være dominerende. Den maksimale statiske nedbøyningen/avbøyningen som følge av oppdrift/vekt for et oppankret rør, kan ut i fra en ren kabelbetraktning beregnes ved uttrykket: The total pipe system stiffness is represented by a combination of tension (cable effect) and bending effect. With increasing distance between the anchoring points, the cable effects will be dominant. The maximum static deflection/deflection as a result of buoyancy/weight for an anchored pipe can be calculated from a pure cable consideration using the expression:
hvor (se også Fig. 5 og 6): where (see also Fig. 5 and 6):
W = avbøyningen mellom oppankringspunkteneW = the deflection between the anchorage points
q = distribuert, netto oppdrift/vektq = distributed, net buoyancy/weight
L = lengden mellom oppankringspunkteneL = the length between the anchorage points
Neff= effektivt strekkNeff= effective stretch
= det virkelige strekket i røret, korrigert for utvendig og innvendig trykk. = the real stretch in the pipe, corrected for external and internal pressure.
Svingefrekvensen (vibrasjonsfrekvensen) til et rør kan med utgangspunkt i dette-bestemmes ved: The oscillation frequency (vibration frequency) of a pipe can be determined from this by:
hvor: where:
fn = egenfrekvensen (Hz) for svingeform nummer nfn = natural frequency (Hz) for waveform number n
M = fordelt masse (inkl. medsvingende vannmasse)M = distributed mass (incl. oscillating water mass)
El = bøyestivheten til røretEl = the bending stiffness of the pipe
Av ovenstående formler kan enkelt sees at egenfrekvensene til et flytende, oppankret rør kan endres ved bl.a. å endre det effektive strekket, Neff, og lengden, L, mellom oppankringspunktene. From the above formulas it can be easily seen that the natural frequencies of a floating, anchored pipe can be changed by e.g. to change the effective stretch, Neff, and the length, L, between the anchorage points.
På den annen side må det også tas hensyn til deformasjon (utbøying) og bøyemoment for røret. I Fig. 5 og 6 vises eksempler på to forskjellige belastninssituasjoner for et oppankret rør som gir ulike bøyemoment- og deformasjonsresutater. On the other hand, deformation (deflection) and bending moment for the pipe must also be taken into account. Fig. 5 and 6 show examples of two different load situations for an anchored pipe which give different bending moment and deformation results.
I Fig. 5 er det vist et rør hvor det bare benyttes oppdrift og hvor oppdriften er jevnt fordelt langs røret. Utbøyningen (deformasjonen), W, for røret skjer ved dette eksempelet kun i retning oppad. Her vil det som det kan ses av nederste diagram i Fig. 5 shows a pipe where only buoyancy is used and where the buoyancy is evenly distributed along the pipe. In this example, the deflection (deformation), W, of the pipe only occurs in the upward direction. Here it will, as can be seen from the bottom diagram i
Fig. 5, oppstå maksimalt bøyemoment ved det enkelte oppankringspunkt for røret. Denne belastningssituasjonen er mindre gunstig enn f.eks. belastningssituasjonen vist i Fig. 6 hvor det vekselvis mellom hvert oppankringspunkt benyttes jevnt fordelt oppdrift respektive jevnt fordelt vekt langs røret. Ved en slik belastningssituasjon vil det minste momentet finnes ved oppankringspunktene, som antydet i det nederste diagrammet i figuren. Fig. 5, maximum bending moment occurs at the individual anchoring point for the pipe. This load situation is less favorable than e.g. the load situation shown in Fig. 6 where evenly distributed buoyancy and evenly distributed weight along the pipe are used alternately between each anchoring point. In such a loading situation, the smallest moment will be found at the anchorage points, as indicated in the bottom diagram in the figure.
Selv om belastningsmønsteret er det mest gunstige sett i forhold til bøyemomentet i røret, vil et rør med et slikt belastningsmønster være vanskeligere å legge enn et rør som har jevnt fordelt oppdrift som nevnt ovenfor. For flytende rør må det altså ikke bare tas hensyn til forhold som knytter seg til den ideelle/optimale situasjon for røret når det er ferdig lagt, men også forhold som knytter seg til selve leggeprosessen. Even if the load pattern is the most favorable in relation to the bending moment in the pipe, a pipe with such a load pattern will be more difficult to lay than a pipe with evenly distributed buoyancy as mentioned above. For floating pipes, account must therefore not only be taken of conditions linked to the ideal/optimal situation for the pipe when it has been laid, but also conditions linked to the laying process itself.
Oppfinnelsen slik den er definert i vedføyde krav er ikke begrenset til en enkel rørledning, men gjelder også to eller flere rørledninger, f.eks. anordnet i en bunt. I The invention as defined in the appended claims is not limited to a single pipeline, but also applies to two or more pipelines, e.g. arranged in a bundle. IN
Fig. 7 og 8 vises et eksempel på en rørbunt som er anordnet inne i et omkringliggende rør 8 og som er forbundet med forankringslinene 2 via en rørklave 9. Her vil det omkringliggende røret kunne danne oppdriften for den "totale" rørledningen/bunten. Fig. 7 and 8 show an example of a pipe bundle which is arranged inside a surrounding pipe 8 and which is connected to the anchor lines 2 via a pipe clamp 9. Here, the surrounding pipe will be able to form the buoyancy for the "total" pipeline/bundle.
Claims (5)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO19995923A NO995923L (en) | 1999-12-03 | 1999-12-03 | Submerged pipeline for transporting fluids such as oil and / or gas |
| PCT/NO2000/000405 WO2001040695A1 (en) | 1999-12-03 | 2000-12-01 | Submerged pipeline for transporting fluids such as oil and/or gas |
| AU17426/01A AU1742601A (en) | 1999-12-03 | 2000-12-01 | Submerged pipeline for transporting fluids such as oil and/or gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO19995923A NO995923L (en) | 1999-12-03 | 1999-12-03 | Submerged pipeline for transporting fluids such as oil and / or gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO995923D0 NO995923D0 (en) | 1999-12-03 |
| NO995923L true NO995923L (en) | 2001-06-05 |
Family
ID=19904052
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19995923A NO995923L (en) | 1999-12-03 | 1999-12-03 | Submerged pipeline for transporting fluids such as oil and / or gas |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU1742601A (en) |
| NO (1) | NO995923L (en) |
| WO (1) | WO2001040695A1 (en) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2006303827B2 (en) * | 2005-10-20 | 2011-06-09 | J P Kenny Pty Limited | Stabilising of submarine elongate structures |
| GB2444894B (en) * | 2005-10-20 | 2010-06-02 | J P Kenny Pty Ltd | Stabilising of submarine elongate structures |
| US7956227B2 (en) | 2007-12-06 | 2011-06-07 | Conocophillips Company | Oligomerization of hydrocarbons |
| EP2161488A1 (en) | 2008-09-09 | 2010-03-10 | Heerema Fabrication Group B.V. | A pipe section for use in a submerged pipeline system, the submerged pipeline system and the use thereof |
| ITGE20110028A1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-09-16 | Iacopo Martini | HEAT EXCHANGER WITH HYDROSTATIC SUSPENSION |
| ITUB20152181A1 (en) * | 2015-07-15 | 2017-01-15 | Saipem Spa | Support device for at least a portion of a linear structure for crossing a disconnected underwater topography, together comprising said device and support method |
| CN112878373B (en) * | 2021-01-19 | 2022-06-07 | 西京学院 | Pre-tension submarine vacuum pipeline structure and stretching method thereof |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4110994A (en) * | 1976-01-26 | 1978-09-05 | Poseidon Marketing And Development Co. | Marine pipeline |
| FR2353783A1 (en) * | 1976-06-04 | 1977-12-30 | Doris Dev Richesse Sous Marine | SUBMERSIBLE UNDERWATER PIPE LAYING DEVICE |
| FR2386757B1 (en) * | 1977-04-04 | 1983-02-04 | Inst Francais Du Petrole | |
| US4310264A (en) * | 1980-03-31 | 1982-01-12 | Brownlee William L | Buoyant pipe system |
-
1999
- 1999-12-03 NO NO19995923A patent/NO995923L/en not_active Application Discontinuation
-
2000
- 2000-12-01 AU AU17426/01A patent/AU1742601A/en not_active Abandoned
- 2000-12-01 WO PCT/NO2000/000405 patent/WO2001040695A1/en active Search and Examination
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU1742601A (en) | 2001-06-12 |
| WO2001040695A1 (en) | 2001-06-07 |
| NO995923D0 (en) | 1999-12-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1358420B1 (en) | Method for pipelaying from a coil to the sea bed, controlling thermal expansion | |
| US4234270A (en) | Marine structure | |
| US7677837B2 (en) | Device for transferring fluid between two floating supports | |
| NO143818B (en) | PROCEDURE FOR THE LEARNING OF AN UNDERGROUND PIPE PIPE | |
| NO310690B1 (en) | Riser pipe between the seabed and a floating vessel | |
| NO995923L (en) | Submerged pipeline for transporting fluids such as oil and / or gas | |
| BR112017018850B1 (en) | riser set and method | |
| NO832666L (en) | SWINGING MARINE PLATFORM | |
| NO163540B (en) | FRATELAND PLATFORM CONSTRUCTION WITH BOYYLY SOIL SECTION WITH STABILIZER. | |
| PT2507466E (en) | Assembly for connecting a flexible tubular line to an underwater installation | |
| EP0236722A1 (en) | Flexible column from composite material | |
| NO20141458A1 (en) | underwater Platform | |
| US5403121A (en) | Subsea pipeline expansion bends | |
| NO841818L (en) | OFFSHORE CONSTRUCTION FOR HYDROCARBON MANUFACTURING OR SUPPLY OF SHIPS | |
| NO172842B (en) | PRESENT STEEL BEETS, SPECIFICALLY FOR MANUFACTURE OF ANCHORING STAGES FOR PRODUCTION PLATFORMS OF THE TENSION TYPE, PROCEDURE FOR TREATMENT AND LOCATION OF SUCH AER | |
| NO832362L (en) | Buoyancy-FORTOEYNINGSKONSTRUKSJON. | |
| NO143710B (en) | DEVICE FOR FOUNDATION OF A MARINE CONSTRUCTION | |
| WO2001096771A1 (en) | Method for providing a pipeline connection between two spaced-apart points at sea, and a transport arrangement comprising a pipeline connection between two points at sea | |
| Tveit | Submerged floating tunnels (SFTs) for Norwegian fjords | |
| US1871034A (en) | Submarine water-duct | |
| NO143821B (en) | PROCEDURE FOR THE HANDLING OF A DIPPED PIPE PIPE | |
| RU2228406C2 (en) | Method of underwater pipeline laying | |
| NO320257B1 (en) | Device for protection of an elongated element on the seabed and method of installation of the same. | |
| NO337262B1 (en) | Design for anchoring of floating installations, as well as device at floating bridge with anchoring. | |
| RU2753315C1 (en) | Ballasting device for pipes covered with insulation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |