RU95115225A - METHOD FOR CONNECTING UNDERWATER PIPELINES - Google Patents

METHOD FOR CONNECTING UNDERWATER PIPELINES

Info

Publication number
RU95115225A
RU95115225A RU95115225/03A RU95115225A RU95115225A RU 95115225 A RU95115225 A RU 95115225A RU 95115225/03 A RU95115225/03 A RU 95115225/03A RU 95115225 A RU95115225 A RU 95115225A RU 95115225 A RU95115225 A RU 95115225A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tip
jumper
pipe
tips
pipeline
Prior art date
Application number
RU95115225/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2118444C1 (en
Inventor
Брюс Риттер Пол (младший)
Готтлиб Ленгнер Карл
Хенри Петерсен Уилльям
Ролланд Эйерс Рей
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US08/011,018 external-priority patent/US5320175A/en
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU95115225A publication Critical patent/RU95115225A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2118444C1 publication Critical patent/RU2118444C1/en

Links

Claims (16)

1. Способ соединения по крайней мере двух подводных трубопроводов, содержащих первый трубопровод, имеющий первый, по существу, вертикальный приемник и соединительную деталь первого трубопровода, и второй трубопровод, имеющий второй, по существу, вертикальный приемник и соединительную деталь второго трубопровода, отличающийся тем, что определяют расстояния между соединительной деталью первого трубопровода и соединительной деталью второго трубопровода и ориентируют соединительную деталь первого трубопровода относительно соединительной детали второго трубопровода, используют перемычку с двумя наконечниками, содержащую трубопровод наконечника с первым концом и вторым концом, которые могут быть одновременно соединены соответственно с соединительной деталью первого трубопровода и соединительной деталью второго трубопровода, при этом наконечники выполнены поворотными, первый из которых может быть сопряжен с первым, по существу, вертикальным приемником, а второй - может быть сопряжен с вторым, по существу, вертикальным приемником, и когда наконечники сопряжены с приемниками, соединительные детали первого и второго трубопроводов оказываются соосными соответственно с первым концом и вторым концом соединительного трубопровода, опускают перемычку к подводным трубопроводам, при этом первый наконечник сопрягается с первым, по существу, вертикальным приемником и второй наконечник сопрягается с вторым, по существу, вертикальным приемником, благодаря чему первый и второй концы перемычки оказываются соосными соединительным деталям трубопроводов, и соединяют первый конец и второй конец соединительного трубопровода с соединительными деталями соответственно первого и второго трубопроводов.1. A method of connecting at least two subsea pipelines comprising a first pipeline having a first substantially vertical receiver and a connecting piece of a first pipe, and a second pipe having a second, substantially vertical receiver and a connecting piece of a second pipe, characterized in that determine the distance between the connecting part of the first pipeline and the connecting part of the second pipeline and orient the connecting part of the first pipeline relative to the connector of the second piping, use a jumper with two tips, containing a piping of the tip with the first end and second end, which can be simultaneously connected respectively to the connecting part of the first pipeline and the connecting part of the second pipeline, while the tips are made rotatable, the first of which can be paired with the first, essentially vertical receiver, and the second can be paired with a second, essentially vertical receiver, and when the tips are paired with nicknames, the connecting parts of the first and second pipelines are aligned with the first end and the second end of the connecting pipeline, lower the jumper to the underwater pipelines, while the first tip is mated to the first essentially vertical receiver and the second tip is mated to the second, essentially vertical receiver, so that the first and second ends of the jumper are coaxial to the connecting parts of the pipelines, and connect the first end and second end of the connecting pipe plumbing with connecting parts, respectively, of the first and second pipelines. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перемычку опускают в вертикальном положении с надводного судна с первым наконечником ниже второго наконечника, пока первый наконечник не будет вставлен в первый, по существу, вертикальный приемник. 2. The method according to claim 1, characterized in that the jumper is lowered in a vertical position from the surface vessel with the first tip below the second tip, until the first tip is inserted into the first, essentially vertical receiver. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что первый и второй наконечники вставляют в соответствующие первый и второй приемники, опуская трубопроводное устройство в виде одного непрерывного нисходящего движения. 3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that the first and second tips are inserted into the respective first and second receivers, lowering the piping device in the form of one continuous downward movement. 4. Способ по любому из пп.1 - 3, отличающийся тем, что поворотные наконечники содержат смещенные оси шарнира и упоры шарнира. 4. The method according to any one of claims 1 to 3, characterized in that the rotary tips contain offset axis of the hinge and stops of the hinge. 5. Способ по п.2, отличающийся тем, что перемычка защищена от пластических изгибающих деформаций, когда находится в вертикальном положении, с помощью соединяющего троса, поддерживающего нижний конец перемычки. 5. The method according to claim 2, characterized in that the jumper is protected from plastic bending deformations when in the vertical position, using a connecting cable supporting the lower end of the jumper. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что продольное положение второго наконечника регулируют травлением или выбиранием соединяющего троса. 6. The method according to claim 5, characterized in that the longitudinal position of the second tip is controlled by etching or selecting a connecting cable. 7. Способ по любому из пп.1 - 6, отличающийся тем, что по крайней мере один из наконечников и его соответствующий, по существу, вертикальный приемник, имеют продольно суживающуюся форму с квадратным поперечным сечением. 7. The method according to any one of claims 1 to 6, characterized in that at least one of the tips and its corresponding, essentially vertical receiver, have a longitudinally tapering shape with a square cross section. 8. Способ по любому из пп.1 - 6, отличающийся тем, что по крайней мере один из наконечников и его соответствующий, по существу, вертикальный наконечник, являются цилиндрическими с пальцем на наконечнике и внутренним спиральным уступом в приемнике. 8. The method according to any one of claims 1 to 6, characterized in that at least one of the tips and its corresponding, essentially vertical tip, are cylindrical with a finger on the tip and an internal spiral ledge in the receiver. 9. Способ по любому из пп.1 - 8, отличающийся тем, что перемычку опускают с надводного судна с помощью трубчатой подвески. 9. The method according to any one of claims 1 to 8, characterized in that the jumper is lowered from a surface vessel using a tubular suspension. 10. Способ по п.9, при котором поперечное положение второго наконечника регулируют приложением крутящего момента к трубчатой подвеске. 10. The method according to claim 9, in which the transverse position of the second tip is controlled by applying torque to the tubular suspension. 11. Способ по любому из пп.1 - 10, отличающийся тем, что перемычка содержит по крайней мере один композитный шланг. 11. The method according to any one of claims 1 to 10, characterized in that the jumper contains at least one composite hose. 12. Способ по любому из пп.1 - 11, отличающийся тем, что соединительному трубопроводу предварительно придают форму, состоящую из двух выгнутых колен с углом приблизительно 65o и двух вогнутых колен с углом приблизительно 65o.12. The method according to any one of claims 1 to 11, characterized in that the connecting pipe is pre-shaped, consisting of two curved elbows with an angle of approximately 65 o and two concave elbows with an angle of approximately 65 o . 13. Способ по любому из пп.1 - 12, отличающийся тем, что расстояние и направления между подводными трубопроводами определяют с помощью одного из группы средств - механического, акустического и гидролокационного. 13. The method according to any one of claims 1 to 12, characterized in that the distance and direction between the underwater pipelines is determined using one of a group of means - mechanical, acoustic and sonar. 14. Способ по любому из пп.1 - 13, отличающийся тем, что первый и второй концы соединительного трубопровода присоединяют к соединительным деталям первого и второго соединяемых трубопроводов с помощью дистанционно управляемых механических соединителей зажимного или цангового типа. 14. The method according to any one of claims 1 to 13, characterized in that the first and second ends of the connecting pipe are connected to the connecting parts of the first and second connected pipelines using remotely controlled mechanical clamp or collet connectors. 15. Способ по любому из пп.1 - 14, отличающийся тем, что первый поворотный наконечник включает в себя дистанционно управляемый механизм для продольного перемещения первого конца соединительного трубопровода на достаточное расстояние для сопряжения с соединительной деталью первого соединяемого трубопровода. 15. The method according to any one of claims 1 to 14, characterized in that the first rotary tip includes a remotely controlled mechanism for longitudinally moving the first end of the connecting pipe to a sufficient distance to interface with the connecting part of the first connected pipe. 16. Способ по любому из пп.1 - 14, отличающийся тем, что второй поворотный наконечник включает в себя дистанционно управляемый механизм для продольного перемещения второго конца соединительного трубопровода на достаточное расстояние для сопряжения с соединительной деталью второго соединяемого трубопровода. 16. The method according to any one of claims 1 to 14, characterized in that the second rotary tip includes a remotely controlled mechanism for longitudinally moving the second end of the connecting pipe to a sufficient distance to interface with the connecting part of the second connected pipe.
RU95115225A 1993-01-29 1994-01-26 Method for connection of underwater pipelines RU2118444C1 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/011,018 US5320175A (en) 1993-01-29 1993-01-29 Subsea wellhead connections
US011,018 1993-01-29
US011.018 1993-01-29

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU95115225A true RU95115225A (en) 1998-02-20
RU2118444C1 RU2118444C1 (en) 1998-08-27

Family

ID=21748499

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU95115225A RU2118444C1 (en) 1993-01-29 1994-01-26 Method for connection of underwater pipelines

Country Status (8)

Country Link
US (1) US5320175A (en)
BR (1) BR9405929A (en)
CA (1) CA2154884C (en)
GB (1) GB2290098B (en)
NO (1) NO308381B1 (en)
OA (1) OA10224A (en)
RU (1) RU2118444C1 (en)
WO (1) WO1994017279A1 (en)

Families Citing this family (47)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB9524976D0 (en) * 1995-12-06 1996-02-07 Kvaerner Fssl Ltd Subsea clamp
AU690212B2 (en) * 1994-04-15 1998-04-23 G.V. Engineering Pty. Ltd. Tamper evident closure
GB2307940B (en) * 1995-12-06 1999-10-13 Kvaerner Fssl Ltd Subsea clamp
NO305001B1 (en) * 1995-12-22 1999-03-15 Abb Offshore Technology As Diver-free system and method of replacing an operating component of equipment on a seabed installation
GB2327109B (en) * 1997-07-09 2002-11-27 Loth William D Method and apparatus for remote connection of fluid conduits
US5983822A (en) 1998-09-03 1999-11-16 Texaco Inc. Polygon floating offshore structure
US6230645B1 (en) 1998-09-03 2001-05-15 Texaco Inc. Floating offshore structure containing apertures
US6142708A (en) * 1999-05-19 2000-11-07 Oil States Industries Inc. Rotating porch for subsea branch and termination pipeline connections
GB2347183B (en) 1999-06-29 2001-02-07 Fmc Corp Flowline connector with subsea equipment package
NO20002065L (en) 2000-04-18 2001-10-19 Kongsberg Offshore As Method for connecting submarine pipelines and a tool for such connection
BR0203808B1 (en) 2001-09-19 2013-01-22 IMPROVED IN SUBSEA PRODUCTION SYSTEM AND IMPROVED METHOD OF CONNECTING MULTIPLE WELL HEADS IN A POLE OF WELL HEADS.
US6742594B2 (en) * 2002-02-06 2004-06-01 Abb Vetco Gray Inc. Flowline jumper for subsea well
US6880640B2 (en) * 2002-07-29 2005-04-19 Offshore Systems Inc. Steel tube flying lead jumper connector
US20040102069A1 (en) * 2002-11-21 2004-05-27 Singeetham Shiva P. Hydraulic connector
WO2005112574A2 (en) * 2004-05-14 2005-12-01 Exxonmobil Upstream Research Company Flying lead connector and method for making subsea connections
US20060201679A1 (en) * 2005-03-09 2006-09-14 Williams Michael R Support member for subsea jumper installation, and methods of using same
BRPI0500996A (en) * 2005-03-10 2006-11-14 Petroleo Brasileiro Sa system for direct vertical connection between contiguous subsea equipment and method of installation of said connection
US7225877B2 (en) * 2005-04-05 2007-06-05 Varco I/P, Inc. Subsea intervention fluid transfer system
NO325935B1 (en) * 2006-11-22 2008-08-18 Aker Subsea As The connecting device.
US7628568B2 (en) * 2007-01-29 2009-12-08 Chevron U.S.A. Inc. Hinge-over riser assembly
WO2008144328A1 (en) * 2007-05-17 2008-11-27 Chevron U.S.A. Inc. Stab and hinge-over pipeline end terminal assembly
GB0710357D0 (en) * 2007-05-31 2007-07-11 Acergy Uk Ltd Methods of laying elongate articles at sea
GB0710615D0 (en) * 2007-06-04 2007-07-11 Trelleborg Crp Ltd Bend stiffener
BRPI0813552A2 (en) * 2007-07-24 2014-12-23 Cameron Int Corp FUNNEL SYSTEM AND METHOD
NO329288B1 (en) * 2007-12-21 2010-09-27 Fmc Kongsberg Subsea As Tool and method for connection of pipelines
US8056634B2 (en) * 2008-04-14 2011-11-15 Spencer David N Off-center running tool for subsea tree
FR2930587A1 (en) * 2008-04-24 2009-10-30 Saipem S A Sa BACKFLY-SURFACE LINK INSTALLATION OF A RIGID CONDUIT WITH A POSITIVE FLOATABLE FLEXIBLE DRIVE AND A TRANSITIONAL PART OF INERTIA
AU2009273765B2 (en) * 2008-07-24 2016-03-03 Cooper Energy Ltd A tool and method
WO2010019675A2 (en) * 2008-08-13 2010-02-18 Schlumberger Technology Corporation Umbilical management system and method for subsea well intervention
US7866398B2 (en) * 2008-08-13 2011-01-11 Vetco Gray Controls Limited Umbilical termination assemblies
US20100044052A1 (en) * 2008-08-20 2010-02-25 Schlumberger Technology Corporation System and method for connecting and aligning a compliant guide
IT1394064B1 (en) * 2009-05-11 2012-05-25 Saipem Spa METHOD TO JOIN TWO SUBJECTS OF UNDERWATER PIPING SUITABLE FOR JACKETS ON THE BED OF A WATER BODY FOR CONVEYING LIQUIDS AND / OR GAS
CN102482931B (en) * 2009-09-25 2014-10-22 阿克海底公司 Production manifold accessory
NO333113B1 (en) * 2009-10-07 2013-03-04 Aker Subsea As Horizontal switchgear
NO331032B1 (en) * 2009-10-07 2011-09-19 Aker Subsea As Horizontal switchgear tool
US8235121B2 (en) * 2009-12-16 2012-08-07 Dril-Quip, Inc. Subsea control jumper module
US8657531B2 (en) * 2010-03-16 2014-02-25 Technip France Installation method of flexible pipe with subsea connector, utilizing a pull down system
GB2487423B (en) 2011-01-21 2017-04-19 Subsea 7 Ltd Subsea connecting apparatus and method
GB2496700B (en) * 2012-01-30 2013-10-16 Balltec Ltd A connector
EP2858888B8 (en) 2012-06-11 2017-08-09 Flintstone Technology Limited Subsea connector
GB201216344D0 (en) * 2012-09-13 2012-10-24 Magma Global Ltd Connection apparatus
BR102016024269B1 (en) * 2016-10-18 2023-05-16 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras SELF-ALIGNMENT AND STRENGTHENING SYSTEM OF FLEXIBLE PIPELINES IN A STATIONARY PRODUCTION UNIT, AND METHOD OF INSTALLATION OF FLEXIBLE PIPELINES THROUGH THE SAME
US10132155B2 (en) * 2016-12-02 2018-11-20 Onesubsea Ip Uk Limited Instrumented subsea flowline jumper connector
US11346205B2 (en) 2016-12-02 2022-05-31 Onesubsea Ip Uk Limited Load and vibration monitoring on a flowline jumper
GB2576128B (en) * 2017-12-22 2022-08-10 Equinor Energy As Interconnection of subsea pipelines and structures
GB2584099B (en) 2019-05-20 2021-10-20 Equinor Energy As Direct tie-in of subsea conduits and structures
NO347635B1 (en) 2022-03-31 2024-02-05 Aker Solutions Subsea As Subsea termination assembly

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3336572A (en) * 1965-04-29 1967-08-15 Texaco Inc Sonic means and method for locating and introducing equipment into a submarine well
US3373807A (en) * 1966-06-06 1968-03-19 Chevron Res Underwater pipeline connecting method and apparatus
US3431739A (en) * 1966-09-28 1969-03-11 Shell Oil Co Method for laying underwater pipeline
US4015660A (en) * 1975-12-16 1977-04-05 Standard Oil Company (Indiana) Subsea oil and gas production manifold system
US4041719A (en) * 1976-04-19 1977-08-16 Vetco Offshore Industries, Inc. Method and apparatus for connecting submarine pipelines
US4075862A (en) * 1976-09-15 1978-02-28 Fmc Corporation Method and apparatus for installing underwater flowlines
US4145909A (en) * 1978-03-13 1979-03-27 Exxon Production Research Company Pipeline bending method
FR2425602A1 (en) * 1978-05-12 1979-12-07 Petroles Cie Francaise PROCESS FOR AUTOMATICALLY PLACING THE END OF A SUBMARINE COLLECTION AND MEANS OF IMPLEMENTATION
US4541753A (en) * 1983-07-22 1985-09-17 Shell Oil Company Subsea pipeline connection
US4671702A (en) * 1984-05-25 1987-06-09 Shell Oil Company Flowline connection means
NL8402530A (en) * 1984-08-17 1985-08-01 Shell Int Research DEVICE FOR INSTALLING A PIPE PART NEAR THE SEA SOIL.
US4673041A (en) * 1984-10-22 1987-06-16 Otis Engineering Corporation Connector for well servicing system
NL8500857A (en) * 1985-03-22 1986-10-16 Marcon Ingbureau APPARATUS FOR COUPLING AND DISENGAGING HOSES OR TUBES FROM DIFFICULT ACCESSIBLE CONSTRUCTIONS.
US4695189A (en) * 1986-04-18 1987-09-22 Bechtel International Corporation Rotating connection assembly for subsea pipe connection
US5092711A (en) * 1988-07-29 1992-03-03 Shell Oil Company Diverless installation of riser clamps onto fixed or compliant offshore platforms
BR9005130A (en) * 1990-10-12 1992-04-14 Petroleo Brasileiro Sa TOOL FOR SIMULTANEOUS VERTICAL CONNECTIONS

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU95115225A (en) METHOD FOR CONNECTING UNDERWATER PIPELINES
RU2118444C1 (en) Method for connection of underwater pipelines
AU624598B2 (en) Apparatus for transferring fluid between a structure on the subsea floor and the surface
JPS5838352B2 (en) float device
MY119412A (en) Method for connecting underwater pipelines particularly suitable for great depths and big diameters
IE43707L (en) Apparatus for handling pipes during welding
CA2298390A1 (en) Universal catenary riser support
CN1133651A (en) Coaxial connector
US4306459A (en) Transducer carrier for ultrasonic testing
CA2340961A1 (en) An underwater cable protection pipe
CA2076367A1 (en) Pipe connection device
GB2190971A (en) Reduced j-tube force
EP0907002A3 (en) Catenary riser supports
GB1189098A (en) Method for Connecting Pipe between Two Underwater Complexes
HU9303054D0 (en) Adjustable pipe connection mainly for waste pipes
CN113639104A (en) Cabin-penetrating clamping sleeve joint for ship
CN218625936U (en) Stainless steel pipe with special-shaped multi-joint
CN208858917U (en) Integrated kitchen range corrugated stainless steel tubing
CN217412033U (en) Portable pipeline bending tool
FR2417351A1 (en) Flexible mandrel located inside metal pipes being bent - consists of row of hinged mandrel segments which can assume curvature of pipe
SU1574289A1 (en) Arrangement for cleaning internal surface of pipe-line
CN214940474U (en) Construction structure of ultrasonic detection tube in cast-in-place pile
EP0486650B1 (en) Vicing tool for internally gripping hollow bodies, in particular, those of tubular nature
RU98119354A (en) PIPE SEALING THREADED CONNECTION
GB2396680A (en) Apparatus and method for use in laying or recovering offshore pipelines or cables