NO20141318A1 - Handling of heavy underwater structures - Google Patents

Abstract

Framgangsmåte for å transportere og installere en tung undervannskonstruksjon som for eksempel et undersjøisk prosessanlegg for produsert råolje eller naturgass. Framgangsmåten omfatter å: fylle minst en ballasttank som er festet til eller bygd inn i konstruksjonen med vann, inntil konstruksjonen får negativ oppdrift ved en forhåndsbestemt slepedybde; slepe konstruksjonen med negativ oppdrift i slepedybden ved CDTM-metoden (Controlled Depth Towing Method); og etter sleping til installeringsstedet, fylle ballasttanken ytterligere for å senke konstruksjonen til sjøbunnen. På sjøbunnen kan det kobles et fluidtransportrør fra en undersjøisk produksjonsinstallasjon til røropplegget på konstruksjonen.Procedure for transporting and installing a heavy subsea structure such as a subsea processing plant for crude oil or natural gas. The method comprises: filling at least one ballast tank attached to or built into the structure with water until the structure receives negative buoyancy at a predetermined tow depth; towing the construction with negative buoyancy in the tow depth by the Controlled Depth Towing Method (CDTM); and after towing to the installation site, fill the ballast tank further to lower the structure of the seabed. On the sea floor, a fluid transport pipe can be connected from a subsea production installation to the piping installation on the structure.

Description

HÅNDTERING AV TUNGE UNDERVANNSKONSTRUKSJONER HANDLING OF HEAVY UNDERWATER STRUCTURES

Denne oppfinnelsen dreier seg om bygging, transport, installering og berging av tunge undervannskonstruksjoner, nærmere bestemt undersjøiske prosessanlegg til bruk ved utbygging av olje- og gassfelt. This invention relates to the construction, transport, installation and salvage of heavy underwater structures, more specifically underwater process plants for use in the development of oil and gas fields.

Oppfinnelsen gjør det enklere å bruke undersjøiske prosessanlegg, som er en ny generasjon av undersjøiske offshoreenheter til forbehandling, foredling eller annen bearbeiding av produksjonsfluid fra undersjøiske brønnhoder. Slike anlegg er nøkkelelementer i «undervannsfabrikker» som bygges for å tilveiebringe bearbeidet produksjonsfluid fra olje- og gassfelt med minimale prosessoperasjoner på overflaten. Faktisk er det mulig at det ikke trengs prosessoperasjoner på overflaten i det hele tatt før det undersjøisk bearbeidede produksjonsfluidet er klart for framtransport til bestemmelsesstedet. The invention makes it easier to use subsea processing plants, which are a new generation of subsea offshore units for pretreatment, refining or other processing of production fluid from subsea wellheads. Such facilities are key elements in "underwater factories" that are built to provide processed production fluid from oil and gas fields with minimal process operations on the surface. In fact, it is possible that no surface processing operations are needed at all before the subsea processed production fluid is ready for onward transport to its destination.

For å sette oppfinnelsen i sin rette sammenheng må undersjøiske prosessanlegg skjelnes fra brønnrammer som er utformet spesielt for å understøtte og styre boreutstyr på sjøbunnen. Brønnrammer har ikke permanent prosessutstyr for olje eller gass som gjerne omfatter minst en vannseparator for å fjerne vann fra produksjonsfluidet. Selv om brønnrammene kan være store, er de derfor mye lettere enn undersjøiske prosessanlegg. De undersjøiske prosessanleggene innebærer derfor distinkte problemer som den foreliggende oppfinnelsen er et forsøk på å løse. To put the invention in its proper context, subsea process plants must be distinguished from well frames that are designed specifically to support and control drilling equipment on the seabed. Well frames do not have permanent process equipment for oil or gas which often includes at least one water separator to remove water from the production fluid. Although the well frames can be large, they are therefore much lighter than subsea processing facilities. The subsea processing facilities therefore involve distinct problems which the present invention is an attempt to solve.

I undersjøiske prosessanlegg pakkes utstyr med tilhørende røropplegg sammen og monteres på en felles ramme for å lette installeringen. En fordel er at denne grupperingen av utstyr og røropplegg på samme ramme også gjør det mulig å forhåndsteste systemet og systemdelene på land eller i skjermede farvann før det installeres. In subsea processing facilities, equipment with associated piping is packed together and mounted on a common frame to facilitate installation. An advantage is that this grouping of equipment and piping on the same frame also makes it possible to pre-test the system and system parts on land or in sheltered waters before it is installed.

Undersjøiske prosessanlegg er eksempler på store, tunge konstruksjoner som brukes mer og mer i undervannsinstallasjoner. Slike konstruksjoner øker raskt i størrelse og vekt med økende krav til funksjonaliteten. Dette er en stor utfordring ved transport og installering. Subsea process plants are examples of large, heavy structures that are used more and more in underwater installations. Such constructions rapidly increase in size and weight with increasing requirements for functionality. This is a major challenge during transport and installation.

Det er velkjent at en stor undervannskonstruksjon eller utstyret på den kan deles i mindre pakker som løftes og senkes individuelt og kobles sammen på sjøbunnen. Eksempler på denne metoden er lagt fram i US 4625805 og WO 2011/037477. Men en flertrinns stykkevis byggemåte har vesentlige ulemper. Det tar mye verdifull tid, som legger beslag på ekstremt kostbare fartøy og krever et langvarig værvindu. Man mister også fordelen med å kunne teste det ferdigmonterte systemet før installeringen og risikerer dermed at det er upålitelig. It is well known that a large underwater structure or the equipment on it can be divided into smaller packages that are lifted and lowered individually and connected together on the seabed. Examples of this method are presented in US 4625805 and WO 2011/037477. But a multi-stage, piecemeal construction method has significant disadvantages. It takes a lot of valuable time, which takes up extremely expensive vessels and requires a long weather window. You also lose the advantage of being able to test the pre-assembled system before installation and thus risk that it is unreliable.

Mange løfteoperasjoner øker risikoen og krever svært nøyaktig posisjonering for hver operasjon og et installeringsfartøy utstyrt med et dynamisk posisjoneringssystem (DP) og et avansert stampekompenserende løftesystem. DP-systemet i et slikt fartøy må ha best mulige spesifikasjoner, nivå III, som innebærer et reservesystem for DP i tilfelle hovedsystemet skulle falle ut. Many lifting operations increase the risk and require highly accurate positioning for each operation and an installation vessel equipped with a dynamic positioning (DP) system and an advanced bump compensating lifting system. The DP system in such a vessel must have the best possible specifications, level III, which involves a backup system for DP in the event the main system fails.

Derfor kan det være en fordel å installere en stor undervannskonstruksjon i én enkelt senkeoperasjon hvis det er gjennomførbart, i stedet for å installere en likeverdig konstruksjon stykkevis med flere senkeoperasjoner. Therefore, it may be advantageous to install a large subsea structure in a single sinking operation if feasible, rather than installing an equivalent structure piecemeal with several sinking operations.

Tradisjonelt har store undervannskonstruksjoner blitt installert på installeringsstedet ved å løfte dem fra et overflatefartøy som feks. en lekter og senke dem ned i vannet med en kran eller ved å slippe dem ned i vannet fra et overflatefartøy og så senke dem ned med en vinsj. Etter hvert som tyngden har økt, har tankegangen i bransjen vært å bruke større kraner og større vinsjer. Men kapitalkostnadene ved fartøy utstyrt med slike kraner og vinsjer øker for mye, og den globale tilgjengeligheten av slike fartøy er en logistisk utfordring. Traditionally, large underwater structures have been installed at the installation site by lifting them from a surface vessel such as a barge and lower them into the water with a crane or by dropping them into the water from a surface vessel and then lowering them with a winch. As the weight has increased, the thinking in the industry has been to use bigger cranes and bigger winches. But the capital costs of vessels equipped with such cranes and winches increase too much, and the global availability of such vessels is a logistical challenge.

Olje- og gassressurser utnyttes på dypere vann der ikke bare vekten av konstruksjonen må tas i betraktning, men også vekten av de svært lange løftekablene. Uansett er kapasiteten til de tilgjengelige kranene og vinsjene begrenset. Det er også grenser for hvor store konstruksjoner som får plass på de tilgjengelige fartøyene. For eksempel legger US 8141643 fram bruk av en støtteramme som henger under installeringsfartøyet og er koblet til en undervannskonstruksjon. Størrelsen av undervannskonstruksjonen begrenses fortsatt av størrelsen på fartøyet: nærmere bestemt kan ikke undervannskonstruksjonen være mye bredere enn fartøyet. Oil and gas resources are exploited in deeper water where not only the weight of the construction must be taken into account, but also the weight of the very long lifting cables. In any case, the capacity of the available cranes and winches is limited. There are also limits to how large structures can fit on the available vessels. For example, US 8141643 proposes the use of a support frame which hangs below the installation vessel and is connected to an underwater structure. The size of the underwater structure is still limited by the size of the vessel: specifically, the underwater structure cannot be much wider than the vessel.

På grunn av disse utfordringene har man tatt i bruk våtsleping som en ny tilnærming ved installering av store undervannskonstruksjoner. Dette innebærer å slepe konstruksjonen gjennom vannet til et installeringssted og senke den til sjøbunnen der med en vinsj eller kran. Ved å slepe omgår man størrelses- og vektrestriksjonene som skyldes begrenset dekksareal og løftekapasitet på tilgjengelige fartøy og kraner. Because of these challenges, wet towing has been adopted as a new approach when installing large underwater structures. This involves towing the structure through the water to an installation site and lowering it to the seabed there with a winch or crane. By towing, you bypass the size and weight restrictions due to the limited deck area and lifting capacity of available vessels and cranes.

Som eksempel er det brukt en kjent våtslepemetode kalt Controlled Depth Tow Method eller «CDTM» (slepemetode i kontrollert dybde) til å installere buntede rørledninger. Den beskrives i EP 0069446 og brukes også i WO 2014/095942. Den slepte rørledningen har svakt negativ oppdrift ved en gitt vanndybde, men den stabiliserer seg i den dybden på grunn av dragkreftene fra slepingen. En vesentlig utfordring ved denne framgangsmåten er undervannsstabiliteten til den slepte konstruksjonen, som løses ved å kontrollere oppdriften nøye med ballasttanker. I denne sammenhengen er stabiliteten til en langstrakt konstruksjon slik som en rørledning mye lettere å håndtere enn stabiliteten til en konstruksjon som har konsentrert vekt og oppdrift, slik som et undersjøisk prosessanlegg. As an example, a known wet tow method called the Controlled Depth Tow Method or "CDTM" (Controlled Depth Tow Method) has been used to install bundled pipelines. It is described in EP 0069446 and is also used in WO 2014/095942. The towed pipeline has slightly negative buoyancy at a given water depth, but it stabilizes at that depth due to the drag forces from the towing. A significant challenge with this procedure is the underwater stability of the towed structure, which is solved by carefully controlling the buoyancy with ballast tanks. In this context, the stability of an elongated structure such as a pipeline is much easier to handle than the stability of a structure that has concentrated weight and buoyancy, such as a subsea processing plant.

Installeringen av undervannskonstruksjonene er ikke den eneste utfordringen. Demonteringen av slike konstruksjoner må også tas med i beregningene fordi konstruksjonen til slutt må berges igjen. For eksempel vil det bli nødvendig å berge en undervannskonstruksjon, eksempelvis et undersjøisk prosessanlegg, når et felt tas ut av drift. Med en modulær tilnærming kan dessuten et undersjøisk prosessanlegg flyttes fra et utarmet felt til et nytt felt slik at det kan fortsette å bearbeide produksjonsfluid der. Det er omtrent like krevende som under installeringen å berge eller flytte konstruksjonen i sin helhet, og omtrent like tidkrevende å berge eller flytte konstruksjonen stykkevis. The installation of the underwater structures is not the only challenge. The dismantling of such constructions must also be taken into account in the calculations because the construction must eventually be salvaged again. For example, it will be necessary to salvage an underwater structure, for example an underwater processing plant, when a field is taken out of operation. With a modular approach, a subsea processing plant can also be moved from a depleted field to a new field so that it can continue to process production fluid there. It is about as demanding as during installation to salvage or move the construction in its entirety, and about as time-consuming to salvage or move the construction piece by piece.

US 4120362 beskriver en typisk undervannsramme til flere formål. Den installeres ved å henges i en streng av rør fra en borerigg. Dette er ikke relevant for installering av tunge konstruksjoner på dypt vann fordi en lang rørstreng med tilstrekkelig styrke ville vært altfor tung. US 4120362 describes a typical underwater frame for several purposes. It is installed by hanging from a string of pipes from a drilling rig. This is not relevant for the installation of heavy structures in deep water because a long pipe string of sufficient strength would be far too heavy.

US 3987638 beskriver en undervannskonstruksjon utformet for å installeres ved en slippe- eller senkeframgangsmåte. Forskjellige byggeel em enter i konstruksjonen definerer hule, lukkede volum som brukes til ballastformål. Altså fylles de lukkede volumene først med en gass eller luft for å gi positiv oppdrift til konstruksjonen slik at den flyter når den sjøsettes. Deretter fylles de lukkede volumene med vann for å gi konstruksjonen negativ oppdrift slik at den kan senkes mot sjøbunnen. US 3987638 describes an underwater structure designed to be installed by a dropping or sinking procedure. Different building elements in the construction define hollow, closed volumes that are used for ballast purposes. In other words, the closed volumes are first filled with a gas or air to give positive buoyancy to the construction so that it floats when it is launched. The closed volumes are then filled with water to give the structure negative buoyancy so that it can be lowered towards the seabed.

Hovedulempen med ballastmetoden som beskrives i US 3987638, er at konstruksjonselementer som er dimensjonert passende for de strukturelle oppgavene sine, ikke automatisk vil tilveiebringe tilstrekkelig ballastvolum til å gi en tung konstruksjon positiv oppdrift. Derfor legger US 3987638 fram en brønnramme som i samsvar med det ovennevnte ikke har permanent olje- eller gassprosessutstyr og derfor er mye lettere enn et undersjøisk prosessanlegg. Også i dette mindre krevende tilfellet er konstruksjonselementene som brukes til ballastformål sterkt forstørret i forhold til de strukturelle oppgavene sine. The main disadvantage of the ballast method described in US 3987638 is that structural elements which are sized appropriately for their structural tasks will not automatically provide sufficient ballast volume to give a heavy structure positive buoyancy. Therefore, US 3987638 proposes a well frame which, in accordance with the above, does not have permanent oil or gas processing equipment and is therefore much lighter than a subsea processing plant. Also in this less demanding case, the structural elements used for ballast purposes are greatly enlarged in relation to their structural tasks.

Det er velkjent at løsgjørbare bøyer eller oppblåsbare luftputer kan festes til en konstruksjon med negativ oppdrift for å oppnå positiv oppdrift før den senkes ned i vannet. Å løsgjøre bøyer eller slippe ut luft fra luftputer for å redusere oppdriften gir en mer komplisert senkeoperasjon og gjør det ikke enklere å finjustere oppdriften. Når en bøye først er løsgjort eller det er sluppet ut luft fra en luftpute, innebærer det et varig tap av ballastvirkning etter dette tidspunktet i prosessen. It is well known that detachable buoys or inflatable air bags can be attached to a structure with negative buoyancy to achieve positive buoyancy before it is lowered into the water. Disengaging buoys or releasing air from airbags to reduce buoyancy makes the lowering operation more complicated and does not make it easier to fine-tune the buoyancy. When a buoy is first detached or air is released from an air bag, it implies a permanent loss of ballasting effect after this point in the process.

US 3713411 legger fram en nedsenkbar katamaran for å transportere en last over vannet og deretter senke denne lasten ned til bunnen. Den nedsenkbare katamaranen sies å egne seg for last opp til fem tonn i dybder opp til femti meter. Derfor egner den seg ikke i det mye dypere vannet som i dag brukes av olje- og gassindustrien, eller til å levere så tung last som undersjøiske prosessanlegg, som kan være på flere tusen tonn. US 3713411 discloses a submersible catamaran for transporting a load above water and then lowering this load to the bottom. The submersible catamaran is said to be suitable for loads of up to five tonnes in depths of up to fifty metres. Therefore, it is not suitable in the much deeper water that is currently used by the oil and gas industry, or for delivering such heavy cargo as submarine processing plants, which can be several thousand tonnes.

En annen kjent tilnærming er å senke en konstruksjon med positiv oppdrift og så stabilisere den på sjøbunnen. I GB 2277949 trekkes for eksempel en konstruksjon med positiv oppdrift med kabler ned til sjøbunnen og forankres der. Denne tilnærmingen har ulemper, blant annet dårlig stabilitet, fordi den forankrede konstruksjonen fortsatt kan bevege seg i forhold til sjøbunnen. Hvis en forankringskabel dessuten skulle komme til å ryke eller dras vekk fra fundamentet, ville konstruksjonen stige oppover gjennom vannet i stor fart og kanskje treffe et fartøy på overflaten. Another known approach is to lower a structure with positive buoyancy and then stabilize it on the seabed. In GB 2277949, for example, a construction with positive buoyancy is pulled with cables down to the seabed and anchored there. This approach has disadvantages, including poor stability, because the anchored structure can still move relative to the seabed. Furthermore, if an anchor cable were to break or be pulled away from the foundation, the structure would rise up through the water at great speed and perhaps hit a vessel on the surface.

I WO 2010/046686 gir motvekter i form av kjettinger negativ oppdrift til en undervannskonstruksjon slik at den nedtyngede konstruksjonen beholder negativ oppdrift gjennom hele installeringen. Motvektene gir også stabilitet på sjøbunnen, men kan fjernes etter installering av ekstra utstyrspakker hvis nødvendig. In WO 2010/046686, counterweights in the form of chains provide negative buoyancy to an underwater structure so that the weighed down structure retains negative buoyancy throughout the installation. The counterweights also provide stability on the seabed, but can be removed after installing additional equipment packages if necessary.

WO 2014/108631 beskriver en nedsenkbar lekter og ramme som kan transportere tungt og omfangsrikt utstyr til et installeringssted med en overflateslepeoperasjon og så senke dette utstyret ned til sjøbunnen. Rammen omfatter en rektangulær struktur med to ballasttanker i sidene og to fagverksbjeiker på tvers. Den henges fra bøyer i et system av vinsjer for å stabilisere seg. Det legges ikke fram sleping under vannflaten eller ballasthåndtering; heller ikke noen antydning om å installere så tung last som et undersjøisk «alt i ett»-prosessanlegg. WO 2014/108631 describes a submersible barge and frame that can transport heavy and bulky equipment to an installation site with a surface towing operation and then lower this equipment to the seabed. The frame comprises a rectangular structure with two ballast tanks at the sides and two truss beams across. It is suspended from buoys in a system of winches to stabilize itself. Towing below the water surface or ballast handling is not proposed; nor any suggestion of installing such a heavy load as an undersea "all-in-one" processing plant.

WO 2014/130320 beskriver et modulært transport- og installeringssystem for undersjøisk prosessutstyr. Utstyrsmodulene har hver én eller flere enheter av undervannsutstyr og individuell oppdrift slik at individuelle moduler kan løsnes fra undervannsinstallasjonen etter bruk og flyte opp til overflaten for vedlikehold eller bytte. WO 2014/130320 describes a modular transport and installation system for subsea process equipment. The equipment modules each have one or more units of subsea equipment and individual buoyancy so that individual modules can be detached from the subsea installation after use and floated to the surface for maintenance or replacement.

Ved første installering testes modulene, slepes over vannet til et installeringssted før de senkes for å festes under vann til en brønnramme som er installert på sjøbunnen fra før. Modulene kan festes til hverandre eller til en basisstruktur under en plattform for å lage en modulsammensetning før slepingen. Alternativt kan modulene festes til hverandre på den forhåndsinstallerte rammen når de er nede på sjøbunnen. During initial installation, the modules are tested, towed across the water to an installation location before being lowered to be attached underwater to a well frame that has already been installed on the seabed. The modules can be attached to each other or to a base structure under a platform to create a modular assembly before towing. Alternatively, the modules can be attached to each other on the pre-installed frame when they are down on the seabed.

Modulene eller modulsammensetningene i WO 2014/130320 slepes inne i dekksåpningen på en lekter, og derfra settes modulen eller sammensetningen ned på sjøbunnen med vinsjer på lekteren eller en krankabel som føres igjennom dekksåpningen. Alternativt kan moduler eller modulsammensetninger slepes bak eller ved siden av et overflatefartøy som for eksempel en lekter. Hvis modulen eller sammensetningen overflateslepes på disse måtene, vil konstruksjonen bli utsatt for materialtretthet, som kan påvirke påliteligheten til prosessystemet. Det er også en risiko for at modulen eller sammensetningen utsettes for stor stampebelastning under transport gjennom høy sjø, noe som gir risiko for personskader om bord på lekteren under installeringen. Dessuten er det ikke noen reserveløsning i tilfelle sjøgangen skulle øke raskt når lekteren er langt fra trygg havn. The modules or module assemblies in WO 2014/130320 are towed inside the deck opening on a barge, and from there the module or assembly is set down on the seabed with winches on the barge or a crane cable that is passed through the deck opening. Alternatively, modules or module combinations can be towed behind or alongside a surface vessel such as a barge. If the module or assembly is surface sanded in these ways, the structure will be subject to material fatigue, which can affect the reliability of the process system. There is also a risk that the module or composition is exposed to heavy impact during transport through high seas, which creates a risk of personal injury on board the barge during installation. Furthermore, there is no backup solution in case the sea should increase rapidly when the barge is far from a safe harbour.

Modulene som legges fram i WO 2014/130320 har forskjellige regelmessige flatsidede former slik at de skal passe sammen som byggeklosser. Dette innebærer at både produksjons-/prosessutstyret og strukturen til en modulsammensetning er oppdelt av de mange grenseflatene mellom nabopar av moduler. Disse oppdelingene innfører uønskede svakhetspunkter i styrken og påliteligheten til konstruksjonen. Modulariteten til sammensetningen øker altså risikoen for materialtretthet eller annen svikt. The modules presented in WO 2014/130320 have different regular flat-sided shapes so that they fit together like building blocks. This means that both the production/process equipment and the structure of a module composition are divided by the many interfaces between neighboring pairs of modules. These divisions introduce unwanted points of weakness in the strength and reliability of the structure. The modularity of the composition thus increases the risk of material fatigue or other failure.

I likhet med ovennevnte US 4625805 og WO 2011/037477 bruker WO 2014/130320 en flertrinns stykkevis byggetilnærming som innebærer å installere fundamenter på sjøbunnen og deretter en brønnramme på fundamentene før det installeres moduler eller modulsammensetninger på brønnrammen. Deretter monteres det i noen tilfeller moduler oppå brønnrammen for å fullføre undervannsanlegget. Hvis modulene settes sammen under vann, kan selvfølgelig bare individuelle moduler testes på land og ikke hele systemet. Like the above-mentioned US 4625805 and WO 2011/037477, WO 2014/130320 uses a multi-stage piecemeal construction approach which involves installing foundations on the seabed and then a well frame on the foundations before installing modules or module assemblies on the well frame. Then, in some cases, modules are mounted on top of the well frame to complete the underwater system. If the modules are assembled underwater, of course only individual modules can be tested on land and not the entire system.

Når en individuell modul av WO 2014/130320 løsnes fra undervannsinstallasjonen og flyter opp til overflaten, må alle utstyrsenheter på modulen kobles fra systemet selv om bare én av dem egentlig trenger å inspiseres. Dessuten er det ikke bare utstyrsenhetene på modulen som skilles fra systemet. Siden modulen er strukturell, skilles en del av selve konstruksjonen fra systemet. Dette svekker resten av konstruksjonen og øker risikoen for svikt. When an individual module of WO 2014/130320 is detached from the underwater installation and floats to the surface, all equipment units on the module must be disconnected from the system even if only one of them actually needs to be inspected. Moreover, it is not only the equipment units on the module that are separated from the system. Since the module is structural, part of the construction itself is separated from the system. This weakens the rest of the construction and increases the risk of failure.

Det er på denne bakgrunnen at oppfinnelsen er utviklet. It is against this background that the invention has been developed.

Oppfinnelsen foreslår en komplett oppdriftskonstruksjon som omfatter en sammenbygd beskyttende struktur og et komplett produksjons- eller prosessystem. Oppfinnelsen tilveiebringer en beskyttende konstruksjon som er enkel å transportere og der elementene til et prosessanlegg kan settes sammen og testes på land eller nær land. Konstruksjonen transporterer prosessanlegget til et installeringssted på sjøbunnen under sleping i midlere dybde, deretter beskytter den anlegget så lenge det er på sjøbunnen. The invention proposes a complete buoyancy structure comprising an integrated protective structure and a complete production or process system. The invention provides a protective structure which is easy to transport and in which the elements of a process plant can be assembled and tested on land or near land. The structure transports the process plant to an installation site on the seabed while towing at medium depth, then it protects the plant while it is on the seabed.

På en måte består oppfinnelsen i en framgangsmåte for å transportere og installere en undervannskonstruksjon, som er et undersjøisk prosessanlegg som omfatter: en ramme, prosessutstyr for produksjonsfluid på rammen, og røropplegg i fluidkommunikasjon med prosessutstyret for produksjonsfluid. Framgangsmåten omfatter å: bruke ballast til å gi konstruksjonen nøytral oppdrift i eller nær vannflaten mens konstruksjonen står i vann før slepingen; kontrollert fylle minst én ballasttank som er festet til rammen eller bygd inn i rammen, i slik grad at konstruksjonen får negativ oppdrift i en forhåndsbestemt slepedybde, for å slepe den til et installeringssted; slepe konstruksjonen med negativ oppdrift i slepedybden ved CDTM-metoden; og etter slepingen til installeringsstedet: også fylle ballasttanken(e) for å senke konstruksjonen til sjøbunnen; og koble minst ett fluidtransportrør til røropplegget i konstruksjonen når den er på sjøbunnen. In a way, the invention consists of a method for transporting and installing an underwater structure, which is an underwater process plant that includes: a frame, process equipment for production fluid on the frame, and piping in fluid communication with the process equipment for production fluid. The procedure includes: using ballast to give the structure neutral buoyancy in or near the surface of the water while the structure is in water before towing; controlled filling of at least one ballast tank attached to the frame or built into the frame, such that the structure acquires negative buoyancy at a predetermined towing depth, in order to tow it to an installation location; towing the construction with negative buoyancy in the towing depth by the CDTM method; and after towing to the installation site: also fill the ballast tank(s) to lower the structure to the seabed; and connect at least one fluid transport pipe to the pipe system in the structure when it is on the seabed.

Det er hensiktsmessig at utstyret kan testes når konstruksjonen er i vannet før slepingen, eller er på land før den understøttes i vannet. It is appropriate that the equipment can be tested when the structure is in the water before towing, or is on land before it is supported in the water.

Det foretrekkes at framgangsmåten også omfatter å stabilisere konstruksjonen når den er på sjøbunnen ved å fylle hule konstruksjonselementer i rammen minst delvis med vann. It is preferred that the method also includes stabilizing the structure when it is on the seabed by filling hollow structural elements in the frame at least partially with water.

Framgangsmåten kan også omfatte å løsne minst én ballasttank fra konstruksjonen når den befinner seg på sjøbunnen og berge denne ballasttanken på overflaten. The method may also include detaching at least one ballast tank from the structure when it is on the seabed and salvaging this ballast tank on the surface.

En annen fordelaktig mulighet er å kunne vatre prosessutstyret for produksjonsfluid som står på rammen i tilfelle konstruksjonen blir stående på skrå eller uregelmessig sjøbunn, ved å justere stillingen til utstyret i forhold til rammen. Altså kan en helningsjusterende opphengning virke mellom utstyret og rammen for å justere stillingen til utstyret i forhold til rammen. Another advantageous possibility is to be able to level the process equipment for production fluid standing on the frame in the event that the construction is left on an inclined or irregular seabed, by adjusting the position of the equipment in relation to the frame. Thus, a tilt-adjusting suspension can act between the equipment and the frame to adjust the position of the equipment in relation to the frame.

Framgangsmåten kan også omfatte å berge konstruksjonen fra sjøbunnen ved: styrt deballastering av ballasttanken eller alle ballasttankene inntil konstruksjonen får svakt negativ oppdrift ved en forhåndsbestemt slepedybde; slepe konstruksjonen med svakt negativ oppdrift ved CDTM-metoden; og heve konstruksjonen til overflaten etter slepingen. The procedure can also include salvaging the structure from the seabed by: controlled deballasting of the ballast tank or all the ballast tanks until the structure gains slightly negative buoyancy at a predetermined towing depth; towing the structure with weak negative buoyancy by the CDTM method; and raise the structure to the surface after the towing.

Denne bergemetoden kan også uttrykkes innenfor det nye konseptet som en uavhengig framgangsmåte for å berge en undervannskonstruksjon fra sjøbunnen og opp til overflaten, som består i å: kontrollert deballastere minst én ballasttank festet til en ramme for konstruksjonen eller bygd inn i rammen, inntil konstruksjonen har negativ oppdrift ved en forhåndsbestemt slepedybde; heve konstruksjonen fra sjøbunnen til slepedybden; slepe konstruksjonen med negativ oppdrift ved CDTM-metoden; og heve konstruksjonen til overflaten etter slepingen. This salvage method can also be expressed within the new concept as an independent procedure for salvaging an underwater structure from the seabed up to the surface, which consists of: controlled deballasting of at least one ballast tank attached to a frame for the structure or built into the frame, until the structure has negative buoyancy at a predetermined towing depth; raising the structure from the seabed to the towing depth; towing the construction with negative buoyancy by the CDTM method; and raise the structure to the surface after the towing.

Før bergingen av konstruksjonen kan det festes minst én ballasttank til den på sjøbunnen. Before salvaging the structure, at least one ballast tank can be attached to it on the seabed.

Ifølge oppfinnelsen kan oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen kontrolleres før eller under slepingen ved å justere oppdriften til ballasttanken(e) eller ved å fylle hule konstruksjonselementer i rammen kontrollert med vann. Som del av denne kontrollen kan det sprøytes inn gass under trykk for å fortrenge vann fra ballasttanken(e) eller fra ett eller flere hule konstruksjonselementer i rammen. According to the invention, the buoyancy and/or equilibrium position of the structure can be controlled before or during towing by adjusting the buoyancy of the ballast tank(s) or by filling hollow structural elements in the frame in a controlled manner with water. As part of this control, pressurized gas can be injected to displace water from the ballast tank(s) or from one or more hollow structural elements in the frame.

Det er en fordel at likevektsstillingen kan justeres ved å kontrollere oppdriften til ballasttanker som er fordelt på langs eller på tvers av rammen. It is an advantage that the equilibrium position can be adjusted by controlling the buoyancy of ballast tanks which are distributed along or across the frame.

Det er hensiktsmessig å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen som respons på signaler fra en dybdeføler, et akselerometer, et inklinometer og/eller en transponder på konstruksjonen. It is appropriate to control the buoyancy and/or equilibrium position in response to signals from a depth sensor, an accelerometer, an inclinometer and/or a transponder on the structure.

Noen utførelsesformer av oppfinnelsen forutsetter at konstruksjonens giring, slingring eller stamping kontrolleres under slepingen ved å bevege hydrodynamiske styreflater som virker på konstruksjonen. Some embodiments of the invention require that the structure's yawing, swaying or bumping is controlled during towing by moving hydrodynamic control surfaces that act on the structure.

Det nye konseptet omfavner også tilsvarende apparatur, nemlig et undersjøisk prosessanlegg som omfatter: en ramme som kan slepes; prosessutstyr for produksjonsfluid som står på rammen; røropplegg i fluidkommunikasjon med prosessutstyret; minst én ballasttank festet til rammen eller innebygd i rammen; fylle- og injeksjonsventiler for henholdsvis å fylle ballasttanken(e) med vann for ballastering eller sprøyte inn gass i ballasttanken(e) for deballastering; og et oppdriftskontrollsystem som virker på fylle- og injeksjonsventilene og er konfigurert for å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til det undersjøiske prosessanlegget før eller under slepingen. The new concept also embraces corresponding apparatus, namely a subsea processing facility comprising: a frame that can be towed; process equipment for production fluid standing on the frame; piping in fluid communication with the process equipment; at least one ballast tank attached to the frame or built into the frame; filling and injection valves for respectively filling the ballast tank(s) with water for ballasting or injecting gas into the ballast tank(s) for deballasting; and a buoyancy control system that acts on the fill and injection valves and is configured to control the buoyancy and/or equilibrium position of the subsea processing facility prior to or during towing.

Det foretrekkes å inkorporere ballasttanken(e) i en bergbar modul som er festet avtakbart til rammen. It is preferred to incorporate the ballast tank(s) in a salvageable module which is removably attached to the frame.

Minst én gasstank under trykk kan kobles pneumatisk til ballasttanken(e) gjennom injeksjonsventilen. At least one gas tank under pressure can be connected pneumatically to the ballast tank(s) through the injection valve.

For å justere likevektsstillingen foretrekkes det at ballasttankene er fordelt på langs og/eller tvers av rammen, og at oppdriftskontrollsystemet er konfigurert for å justere oppdriften til hver ballasttank individuelt. In order to adjust the equilibrium position, it is preferred that the ballast tanks are distributed along and/or across the frame, and that the buoyancy control system is configured to adjust the buoyancy of each ballast tank individually.

Rammen kan med fordel omfatte hule konstruksjonselementer, og i så fall kan minst noen av disse elementene fylles under kontroll av oppdriftskontrollsystemet for å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen. The frame may advantageously comprise hollow structural elements, in which case at least some of these elements may be filled under the control of the buoyancy control system to control the buoyancy and/or equilibrium position of the structure.

Utstyr på rammen kan omfatte hva som helst av: en pumpe, en ventil, en mengdemåler, en trykkføler, en temperaturføler, en væske/gass-separator og en vannseparator. Equipment on the frame may include any of: a pump, a valve, a flow meter, a pressure sensor, a temperature sensor, a liquid/gas separator and a water separator.

Altså tilveiebringer oppfinnelsen kort fortalt en framgangsmåte for å transportere og installere en tung undervannskonstruksjon som for eksempel et undersjøisk prosessanlegg for produsert råolje eller naturgass. Oppfinnelsen tilveiebringer også en apparatur i form av et undersjøisk prosessanlegg som er tilpasset for å utføre framgangsmåten. Framgangsmåten omfatter å: fylle minst én ballasttank som er festet til eller bygd inn i konstruksjonen, med vann inntil konstruksjonen far negativ oppdrift ved en forhåndsbestemt slepedybde; slepe konstruksjonen med negativ oppdrift i slepedybden ved CDTM-metoden (Controlled Depth Towing Method); og etter sleping til installeringsstedet, fylle ballasttanken ytterligere for å senke konstruksjonen til sjøbunnen. På sjøbunnen kan det kobles et fluidtranspoitrør fra en undersjøisk produksjonsinstallasjon til røropplegget på konstruksjonen. Thus, in short, the invention provides a procedure for transporting and installing a heavy underwater structure such as, for example, an underwater processing plant for produced crude oil or natural gas. The invention also provides an apparatus in the form of a subsea process plant which is adapted to carry out the method. The method includes: filling at least one ballast tank attached to or built into the structure with water until the structure experiences negative buoyancy at a predetermined towing depth; towing the construction with negative buoyancy in the towing depth by the CDTM method (Controlled Depth Towing Method); and after towing to the installation site, fill the ballast tank further to lower the structure to the seabed. On the seabed, a fluid transport pipe from an underwater production installation can be connected to the pipework on the structure.

Ved å bruke prinsippet med variabel oppdrift gjør oppfinnelsen det mulig å bruke alt eksisterende kvalifisert undersjøisk utstyr på en nedsenkbar plattform som utgjøres av en undervannsenhet med oppdrift. På denne plattformen kan utstyrsleverandører installere de kvalifiserte enhetene sine på tilsvarende måte som på en vanlig plattformmodul til sjøs. Enheten har tilstrekkelig dekksareal til at det kan monteres et prosessanlegg oppå enheten eller fortrinnsvis beskyttet inne i enheten. Det er en fordel om enheten omfatter et manifoldsystem for import av brønnstrømmer og eksport av produsert vann for reinjeksjon i et olje- eller gassreservoar. By using the principle of variable buoyancy, the invention makes it possible to use all existing qualified underwater equipment on a submersible platform consisting of an underwater unit with buoyancy. On this platform, equipment suppliers can install their qualified units in the same way as on a normal platform module at sea. The unit has sufficient cover area so that a process plant can be mounted on top of the unit or preferably protected inside the unit. It is an advantage if the unit includes a manifold system for importing well streams and exporting produced water for reinjection into an oil or gas reservoir.

Alle vanlige prosessenheter som er kvalifisert for undersjøisk bruk kan konfigureres til et prosessystem som egner seg for egenskapene til et bestemt felt. Et røroppleggsystem om bord binder prosessenhetene sammen til et prosessystem. De forskjellige enhetene av prosessanlegget er omgitt av en løfte- og transportramme eller et skrog som har et grensesnitt med loddrett glidesystem på plattformen for installering og berging av de individuelle prosessenhetene. Prosessenheten er koblet til røropplegget om bord med standardiserte fjernbetjenbare koblinger som gjør det mulig å frigjøre eller berge enhetene under driften. Når prosessystemet er montert på plattformen, kan hele systemet testes før det slepes til installeringsstedet. All common process units qualified for subsea use can be configured into a process system suitable for the characteristics of a particular field. A piping system on board connects the process units together into a process system. The various units of the process plant are surrounded by a lifting and transport frame or hull that interfaces with a vertical sliding system on the platform for installation and recovery of the individual process units. The process unit is connected to the piping system on board with standardized remote-operable connectors that make it possible to release or salvage the units during operation. Once the process system is mounted on the platform, the entire system can be tested before it is towed to the installation site.

Skrogkonstruksjonen til enheten balanserer vekten, og det brukes ballasttanker til å trimme den neddykkede enheten som et undervannsfartøy på liknende måte som for en ubåt. Enheten trimmes ved å kontrollere variable ballasttanker ved å betjene gassventiler mellom gass-«quads» - som er mange trykksylindere stablet i en understøttende beskyttelsesramme - og ballasttankene, og åpne ventiler mellom de variable ballasttankene og sjøvannet rundt enheten. The hull structure of the unit balances the weight, and ballast tanks are used to trim the submerged unit as an underwater vessel similar to that of a submarine. The unit is trimmed by controlling variable ballast tanks by operating gas valves between the gas "quads" - which are many pressure cylinders stacked in a supporting protective frame - and the ballast tanks, and opening valves between the variable ballast tanks and the seawater surrounding the unit.

Når den neddykkede prosessenheten er trimmet litt negativt, slepes den til feltet ved CDTM-metoden og installeres av taubåter. På sjøbunnen fylles hovedballasttankene med vann for å gjøre enheten tilstrekkelig stabil. Enheten vil ligge stabilt på sjøbunnen inntil den tas opp igjen ved å reversere installeringsprosessen. På denne måten kan systemet fornyes og/eller modifiseres før det brukes om igjen på en alternativ posisjon i feltet. Dette kan ofte være en viktig kostnadsbesparelse ved feltutbyggjng, og spesielt for utbygging av marginale felt. Once the submerged process unit is slightly negatively trimmed, it is towed to the field by the CDTM method and installed by tugboats. On the seabed, the main ballast tanks are filled with water to make the unit sufficiently stable. The unit will lie stable on the seabed until it is picked up again by reversing the installation process. In this way, the system can be renewed and/or modified before it is used again at an alternative position in the field. This can often be an important cost saving for field development, and especially for the development of marginal fields.

For dypvanns- og/eller ultradypvannsløsninger kan ballasttankene trykksettes på forhånd med høyt trykk for å redusere den fulle virkningen av det utvendige vanntrykket. For deep water and/or ultra deep water solutions, the ballast tanks can be pre-pressurized with high pressure to reduce the full effect of the external water pressure.

Formen av skroget sikrer at koblingene for inn- eller utgående linjer beskyttes og gir enheten overtrålbare egenskaper. The shape of the hull ensures that the connectors for incoming or outgoing lines are protected and gives the unit trawlable properties.

Det tekniske konseptet bak oppfinnelsen er å bruke oppdrift, tyngdekraft og/eller hydrodynamiske krefter på måter som svarer til jacketer, dykkerklokker, rørledningsbunter eller stigerørssystem med oppdrift, men den hydrostatiske og/eller hydrodynamiske kontrollen er mer sammenliknbar med en undervannsbåt som har variabel oppdrift. Det brukes et kontrollsystem til å trimme den neddykkede enheten ved å kontrollere ventiler i tankene som fylles med vann under trimmingen. Dette gjør fartøyet så fleksibelt at det passer til de fleste verft eller havner og gjør det mulig å funksjonsteste det monterte systemet fullt ut før det sjøsettes. Trimmesystemet vil justere det nesten helt neddykkede fartøyet før slepingen eller fraktingen ut til et tunggodsfartøy begynner. Dermed tar man høyde for forskjeller mellom forskjellige konfigurasjoner av prosessutstyret. The technical concept behind the invention is to use buoyancy, gravity and/or hydrodynamic forces in ways that correspond to jackets, diving bells, pipeline bundles or riser systems with buoyancy, but the hydrostatic and/or hydrodynamic control is more comparable to a submarine that has variable buoyancy. A control system is used to trim the submerged unit by controlling valves in the tanks which are filled with water during trimming. This makes the vessel so flexible that it fits most shipyards or ports and makes it possible to fully function test the installed system before it is launched. The trim system will adjust the almost completely submerged vessel before towing or hauling out to a heavy cargo vessel begins. This takes account of differences between different configurations of the process equipment.

Med CDTM trenger ikke funksjonaliteten til oppdriftskontrollsystemet å være så kompleks som i ubåter. I tillegg er utgiftene til en enkelt slepeoperasjon dramatisk lavere enn ved å bygge et undersjøisk prosessanlegg på sjøbunnen med konstruksjonsskip for regulære løfteoperasjoner, eller alternativt med et konstruksjonsskip som kan løfte en konstruksjon som for eksempel kan veie 1500 til 3000 tonn. With CDTM, the functionality of the buoyancy control system does not have to be as complex as in submarines. In addition, the costs of a single towing operation are dramatically lower than by building a subsea process plant on the seabed with a construction vessel for regular lifting operations, or alternatively with a construction vessel that can lift a structure that can weigh, for example, 1,500 to 3,000 tonnes.

For å lette forståelsen av oppfinnelsen henviser vi nå til eksemplene i de vedlagte tegningene, der: figur 1 er en perspektivtegning av et undersjøisk prosessanlegg som kan transporteres og installeres i samsvar med oppfinnelsen; figur 2 er en plan over det undersjøiske prosessanlegget på figur 1 sett nedenfra; figur 3 er en plan over det undersjøiske prosessanlegget på figur 1 sett ovenfra; figur 4 er en skjematisk framstilling i tverrsnitt sett fra siden og en detalj av det undersjøiske prosessanlegget på figur 1, utstyrt med en oppdriftsmodul 48 i samsvar med oppfinnelsen; figur 5 er en sprengskisse av det undersjøiske prosessanlegget på figur 1 og oppdriftsmodulen 48 på figur 4 sett fra siden; figur 6 svarer til figur 5, men viser oppdriftsmodulen 48 festet til det undersjøiske prosessanlegget; figur 7 er en skjematisk framstilling av det undersjøiske prosessanlegget fra figur 1 sett fra siden, idet det lastes med utstyr mens det monteres på land; figur 8 er en skjematisk framstilling sett fra siden som følger etter figur 7 og viser det nå monterte undersjøiske prosessanlegget utstyrt med oppdriftsmodulen 48 fra figur 7 og deretter senket i nærliggende vann; figur 9 er en skjematisk framstilling av det undersjøiske prosessanlegget fra figur 1 sett fra siden, utstyrt med oppdriftsmodulen 48 fra figur 4, idet det flyter ved siden av et anlegg på kysten og lastes med utstyr mens monteringen fortsetter; To facilitate the understanding of the invention, we now refer to the examples in the attached drawings, where: figure 1 is a perspective drawing of a subsea process plant that can be transported and installed in accordance with the invention; figure 2 is a plan of the subsea processing plant of figure 1 seen from below; Figure 3 is a top plan view of the subsea processing facility of Figure 1; figure 4 is a schematic representation in cross-section seen from the side and a detail of the subsea process plant of figure 1, equipped with a buoyancy module 48 in accordance with the invention; figure 5 is an exploded view of the subsea processing plant of figure 1 and the buoyancy module 48 of figure 4 seen from the side; Figure 6 corresponds to Figure 5, but shows the buoyancy module 48 attached to the subsea processing facility; figure 7 is a schematic representation of the subsea process plant from figure 1 seen from the side, being loaded with equipment while being assembled on land; figure 8 is a schematic representation seen from the side following figure 7 and shows the now assembled subsea process plant equipped with the buoyancy module 48 from figure 7 and then submerged in nearby water; Figure 9 is a schematic side view of the subsea process plant of Figure 1, equipped with the buoyancy module 48 of Figure 4, floating alongside an onshore facility and being loaded with equipment as assembly continues;

figur 10a, 10b og 10c er en sekvens av skjematiske framstillinger sett fra siden der figur 10a viser bruk av CDTM-metoden til å slepe det undersjøiske prosessanlegget fra figur 1 utstyrt med oppdriftsmodulen 48 fra figur 4, deretter et senke- og installeirngstrinn på figur 10b og et vannfyllings- og stabiliseirngstrinn på figur 10c; Figures 10a, 10b and 10c are a sequence of schematic side views in which Figure 10a shows the use of the CDTM method to tow the subsea process plant of Figure 1 equipped with the buoyancy module 48 of Figure 4, then a lowering and installation step of Figure 10b and a water filling and stabilization step in Figure 10c;

figur 11 er en skjematisk framstilling sett fra siden som følger etter figur 10b og viser oppdriftsmodulen 48 som nå er løsgjort fra det undersjøiske prosessanlegget og berges på overflaten; figure 11 is a schematic representation seen from the side following figure 10b and showing the buoyancy module 48 which has now been detached from the subsea processing facility and is being salvaged on the surface;

figur 12 er en skjematisk framstilling som viser en utstyrsenhet sett fra siden idet den løftes fra det undersjøiske prosessanlegget for å berges på overflaten slik at den kan vedlikeholdes eller byttes; Figure 12 is a schematic representation showing a side view of an equipment unit as it is lifted from the subsea processing facility to be salvaged on the surface for maintenance or replacement;

figur 13 er en skjematisk framstilling av en variant der oppdriftsmodulen 48 er festet øverst på det undersjøiske prosessanlegget fra figur 1, sett fra siden; figure 13 is a schematic representation of a variant where the buoyancy module 48 is fixed at the top of the subsea process plant from figure 1, seen from the side;

figur 14 er en skjematisk framstilling av en annen variant der oppdriftsmodulen 48 er bygd inn i det undersjøiske prosessanlegget fra figur 1, sett fra siden; figure 14 is a schematic representation of another variant where the buoyancy module 48 is built into the subsea process plant from figure 1, seen from the side;

figur 15 er en skjematisk framstilling sett fra siden som viser hvordan to eller flere undersjøiske prosessanlegg lik det som går fram av figur 1 kan kobles sammen på sjøbunnen for å lage en undervannsfabrikk; figure 15 is a schematic representation seen from the side showing how two or more underwater processing plants similar to what appears in figure 1 can be connected together on the seabed to create an underwater factory;

figur 16a og 16b er en sekvens av skjematiske framstillinger sett fra siden som viser et undersjøisk prosessanlegg satt ned på sjøbunnen med betydelig Figures 16a and 16b are a sequence of schematic representations seen from the side showing a subsea process plant set down on the seabed with significant

skråstilling, samt en utstyrsenhet på det undersjøiske prosessanlegget henholdsvis før og etter vatring; og inclined position, as well as an equipment unit at the subsea processing plant respectively before and after leveling; and

figur 17 er en skjematisk framstilling som svarer til figur 10a, men viser det undersjøiske prosessanlegget og oppdriftsmodulen 48 utstyrt med et ror og finner som kan styres for å stabilisere og kontrollere banen til det undersjøiske prosessanlegget under slepingen. figure 17 is a schematic representation corresponding to figure 10a, but showing the subsea processing plant and buoyancy module 48 equipped with a rudder and fins that can be controlled to stabilize and control the trajectory of the subsea processing plant during towing.

Som vi ser på figur 1 til 3 av illustrasjonene, omfatter et undersjøisk prosessanlegg 10 en gitterramme 12 med kassetverrsnitt eller et skrog fabrikkert av hule konstruksjonselementer i en sveiset stålkonstruksjon. Den diskrete stive rammen 12 har en generelt flat bunn 14 og en generelt flat topp 16 som ligger med en viss avstand imellom hverandre i parallelle plan. Toppen 16 og bunnen 14 av rammen 12 har samme bredde, mens toppen 16 er kortere enn bunnen 14 og sentrert i lengderetningen i forhold til bunnen 14. Rammen 12 er altså formet som et regulært trapes i lengdesnitt eller sett fra siden. Fra endene av toppen 16 til endene av bunnen 14 strekker det seg kileformede ender 18 med spissen nedover. As we see in Figures 1 to 3 of the illustrations, a subsea processing plant 10 comprises a lattice frame 12 of box cross-section or a hull fabricated from hollow structural elements in a welded steel structure. The discrete rigid frame 12 has a generally flat bottom 14 and a generally flat top 16 which are spaced apart in parallel planes. The top 16 and the bottom 14 of the frame 12 have the same width, while the top 16 is shorter than the bottom 14 and centered in the longitudinal direction in relation to the bottom 14. The frame 12 is thus shaped like a regular trapezoid in longitudinal section or seen from the side. From the ends of the top 16 to the ends of the bottom 14 extend wedge-shaped ends 18 with the point downwards.

Som man best kan se nedenfra, som på figur 2, er bunnen 14 av rammen 12 en avlang stigeformet plattform som omfatter et parallelt par av nedre langsgående bjelker 20 bundet sammen med en rekke parallelle nedre tverrelementer 22 som står vinkelrett på de nedre langsgående bjelkene 20. De nedre tverrelementene 22 bærer perforerte lastbærende plater som definerer et dekk 24 inne i rammen 12. Dekket 24 ligger i et vannrett plan når bunnen 14 ligger og er i bruk på en vannrett sjøbunn. As can best be seen from below, as in Figure 2, the bottom 14 of the frame 12 is an elongated ladder-shaped platform comprising a parallel pair of lower longitudinal beams 20 tied together with a series of parallel lower transverse members 22 standing perpendicular to the lower longitudinal beams 20 The lower cross members 22 carry perforated load-bearing plates which define a deck 24 within the frame 12. The deck 24 lies in a horizontal plane when the bottom 14 lies and is in use on a horizontal seabed.

Figur 3 viser at toppen 16 av rammen 12 omfatter forholdsvis korte øvre langsgående bjelker 26 som ligger parallelt med de forholdsvis lange nedre langsgående bjelkene 20. De øvre langsgående bjelkene 26 holdes på avstand fra de nedre langsgående bjelkene 20 med skrå avstivere 28 i hver ende og med en rekke parallelle opprette søyler 30. Skråningsvinkelen til avstiverne 28 definerer skråningsvinkelen til de kileformede endene 18. Figure 3 shows that the top 16 of the frame 12 comprises relatively short upper longitudinal beams 26 which lie parallel to the relatively long lower longitudinal beams 20. The upper longitudinal beams 26 are held at a distance from the lower longitudinal beams 20 by inclined braces 28 at each end and with a series of parallel upright columns 30. The angle of inclination of the braces 28 defines the angle of inclination of the wedge-shaped ends 18.

De øvre langsgående bjelkene 26 er bundet sammen med en rekke parallelle øvre tverrelementer 32 som står vinkelrett på de øvre langsgående bjelkene 26. Hvert av de øvre tverrelementene 32 er innrettet etter en avstiver 28 og/eller en søyle 30 og støttes av avstivere 34 som strekker seg på skrå nedover til de møter de nedre langsgående bjelkene 20. Et midtre langsgående ryggradselement 36 møter de øvre tverrelementene 32 og strekker seg nedover de kileformede endene 18 slik at det møter de ytterste nedre tverrelementene 22 i enden av rammen 12. The upper longitudinal beams 26 are tied together with a series of parallel upper transverse members 32 which are perpendicular to the upper longitudinal beams 26. Each of the upper transverse members 32 is aligned with a brace 28 and/or a column 30 and is supported by braces 34 extending slant downwards until they meet the lower longitudinal beams 20. A central longitudinal spine member 36 meets the upper cross members 32 and extends down the wedge-shaped ends 18 to meet the outermost lower cross members 22 at the end of the frame 12.

Avlange gitterplater 38 lukker rommene mellom de øvre langsgående bjelkene 26, de øvre tverrelementene 32 og det midtre ryggradselementet 36 på toppen av rammen 12. Andre avlange gitterplater 38 lukker rommene mellom de ytterste øvre tverrelementene 32, de ytterste nedre tverrelementene 22 og det midtre ryggradselementet 36 i endene av rammen 12. Elongated lattice plates 38 close the spaces between the upper longitudinal beams 26, the upper cross members 32 and the middle spine member 36 on top of the frame 12. Other elongated lattice plates 38 close the spaces between the outermost upper cross members 32, the outermost lower cross members 22 and the middle spine member 36 at the ends of the frame 12.

Rammen 12 er anordnet for å gi vern mot tråling når den installeres på sjøbunnen. Nærmere bestemt er det undersjøiske prosessanlegget 10 overtrålbart på grunn av de kileformede endene 18 og gitterplatene 38 som stort sett flukter med rammen 12. The frame 12 is arranged to provide protection against trawling when installed on the seabed. More specifically, the subsea processing facility 10 is trawlable due to the wedge-shaped ends 18 and grid plates 38 that are generally flush with the frame 12.

Det undersjøiske prosessanlegget 10 er utformet for å inneholde og bære utstyr som generelt er merket som 40 på dekket 24 og inne i rammen 12. Utstyret 40 omfatter forskjellig prosessapparatur for å bearbeide produksjonsfluid som strømmer fra en undersjøisk olje- eller gassbrønn eller for å bearbeide andre fluider som brukes i produksjonen. Generelt kan utstyret være alt som virker på fluidet som strømmer gjennom røropplegget til det undersjøiske prosessanlegget 10, blant annet prosessutstyr for produksjonsfluid. The subsea processing facility 10 is designed to contain and carry equipment generally labeled 40 on the deck 24 and inside the frame 12. The equipment 40 includes various processing equipment for processing production fluid flowing from a subsea oil or gas well or for processing other fluids used in production. In general, the equipment can be anything that acts on the fluid that flows through the pipeline to the subsea process plant 10, including process equipment for production fluid.

Utstyret 40 omfatter også andre apparater som styrer prosessapparaturen og forsyner den med strøm, og eventuelt også kontrollerer oppdriften og stabiliteten til det undersjøiske prosessanlegget 10 når det slepes under vann. Annet utstyr 40 kan inkluderes for å produsere, lede og distribuere strøm under vann. The equipment 40 also includes other devices that control the process equipment and supply it with electricity, and optionally also control the buoyancy and stability of the underwater process plant 10 when it is towed under water. Other equipment 40 may be included to produce, conduct and distribute power underwater.

Vanligvis vil apparaturen for å bearbeide produksjonsfluid omfatte i det minste en vannseparator for å fjerne vann fra produksjonsfluidet. Generelt vil prosessapparaturen i det undersjøiske prosessanlegget 10 utføre diverse oppgaver, blant annet: gass/væske-separasjon; undersjøisk boosting; undersjøisk gasskomprimering; gassbehandling inkludert duggpunktskontroll; oppvarming av rørledninger; sjøvannsbehandling og sjøvannsinjeksjon og/eller injeksjon av kjemikalier. Det kan også lagres kjemikalier i det undersjøiske prosessanlegget 10, klare for injeksjon. Typically, the apparatus for processing production fluid will include at least one water separator to remove water from the production fluid. In general, the process equipment in the subsea process plant 10 will perform various tasks, including: gas/liquid separation; underwater boosting; subsea gas compression; gas treatment including dew point control; heating pipelines; seawater treatment and seawater injection and/or injection of chemicals. Chemicals can also be stored in the subsea processing facility 10, ready for injection.

Gitterplatene 38 kan flyttes eller fjernes for å få tilgang ovenfra slik at man kan installere eller fjerne individuelle utstyrsenheter 40 på dekket 24 inne i rammen 12. Sidene av rammen 12 kan være åpne som vist på figuren, for å gi tilgang til utstyret 40 ved rutinevedlikehold og andre operasjoner ved undervannsintervensjon, for eksempel med fjernstyrt undervannsfartøy. The grid plates 38 can be moved or removed to gain access from above so that individual equipment units 40 can be installed or removed on the deck 24 inside the frame 12. The sides of the frame 12 can be open as shown in the figure, to provide access to the equipment 40 for routine maintenance and other operations during underwater intervention, for example with remote-controlled underwater vessels.

Som et ikke-begrensende eksempel er rammen 12, vist på figur 1-3, omtrent 10 m høy og 80 m lang og veier omtrent 1500 til 3000 tonn når den er forsynt med typisk utstyr. Det er tegnet inn arbeidere 42 oppå rammen 12 på figur 1 og 3 for å illustrere den svært store skalaen. As a non-limiting example, the frame 12, shown in Figures 1-3, is about 10 m high and 80 m long and weighs about 1500 to 3000 tons when equipped with typical equipment. Workers 42 are drawn on top of the frame 12 in Figures 1 and 3 to illustrate the very large scale.

Figur 4 av illustrasjonene viser en detalj av rammen 12 til det undersjøiske prosessanlegget. Dette detalj utsnittet er et side- eller tverrsnitt som viser en skjøt mellom en nedre langsgående bjelke 20, et nedre tverrelement 22 som skjærer den nedre langsgående bjelken 20, en plate av dekket 24 som understøttes av det nedre tverrelementet 22 og en søyle 30 som står opp fra den nedre langsgående bjelken utenfor dekket 24. Figure 4 of the illustrations shows a detail of the frame 12 of the subsea processing facility. This detail section is a side or cross-section showing a joint between a lower longitudinal beam 20, a lower transverse member 22 intersecting the lower longitudinal beam 20, a plate of the deck 24 supported by the lower transverse member 22 and a pillar 30 standing up from the lower longitudinal beam outside the deck 24.

En rørledning 44 for produksjonsfluid strekker seg gjennom det nedre tverrelementet 22, stort sett parallelt med den nedre langsgående bjelken 20. Produksjonsfluid i rørledningen 44 kan bearbeides eller på andre måter modifiseres med ett eller flere prosessapparater som vises her skjematisk som en firkant 46 på dekket 24. A production fluid pipeline 44 extends through the lower transverse member 22, generally parallel to the lower longitudinal beam 20. Production fluid in the pipeline 44 can be processed or otherwise modified by one or more processing devices shown here schematically as a square 46 on the deck 24 .

Det er festet en oppdriftsmodul 48 til siden av det undersjøiske prosessanlegget 10 utenfor rammen 12. Oppdriftsmodulen 48 festes stivt til rammen 12 med festeanordninger 50 som definerer festepunktene. Det foretrekkes at festeanordningene 50 er skåter som kan åpnes med fjernstyring eller ved undervannsintervensjon, for eksempel med et fjernstyrt undervannsfartøy, for å skille oppdriftsmodulen 48 fra rammen 12. Det er festet en liknende oppdriftsmodul 48 til den andre siden av det undersjøiske prosessanlegget 10, men den er ikke framstilt på figur 4. A buoyancy module 48 is attached to the side of the subsea process plant 10 outside the frame 12. The buoyancy module 48 is rigidly attached to the frame 12 with attachment devices 50 which define the attachment points. It is preferred that the fastening devices 50 are skids that can be opened by remote control or by underwater intervention, for example by a remotely controlled underwater vessel, to separate the buoyancy module 48 from the frame 12. A similar buoyancy module 48 is attached to the other side of the underwater processing plant 10, but it is not shown in Figure 4.

Hver oppdriftsmodul 48 omfatter én eller flere ballasttanker 52. Ballasttankene 52 kan med fordel være av et stivt polymermateriale som fiberarmert plast. Hver ballasttank har en fylleventil 54 for å slippe inn vann mens luft eller annen gass slippes ut av tanken 52 gjennom en passende lufte- eller utløpsåpning. Hver ballasttank 52 har også en injeksjonsventil 56 for å føre inn høytrykksluft eller en annen gass i tanken fra en passende kilde 58, enten for å fortrenge vannet og øke oppdriften eller for å hindre at tanken bryter sammen under det hydrostatiske trykket. Each buoyancy module 48 comprises one or more ballast tanks 52. The ballast tanks 52 can advantageously be made of a rigid polymer material such as fibre-reinforced plastic. Each ballast tank has a fill valve 54 to admit water while air or other gas is released from the tank 52 through a suitable vent or outlet opening. Each ballast tank 52 also has an injection valve 56 to introduce high-pressure air or another gas into the tank from a suitable source 58, either to displace the water and increase buoyancy or to prevent the tank from collapsing under the hydrostatic pressure.

Fylleventilen 54 og en ventil som kontrollerer inntak av luft eller annen gass i injeksjonsventilen 56, vil kunne fjernbetjenes eller betjenes ved undervannsintervensjon, for eksempel med et fjernstyrt undervannsfartøy. Det foretrekkes at disse ventilene kontrolleres med et oppdriftskontrollsystem om bord på det undersjøiske prosessanlegget 10 eller på et overflatefartøy som sleper det undersjøiske prosessanlegget 10 til et installeringssted, som forklart nedenfor. Det er en fordel om oppdriftskontrollsystemet omfatter en stabilitetsmodul som får signal fra en dybdeføler, et akselerometer, et inklinometer og/eller en transponder for å justere oppdriften til ballasttanken, fortrinnsvis automatisk. The filling valve 54 and a valve that controls the intake of air or other gas in the injection valve 56 will be able to be remotely operated or operated by underwater intervention, for example with a remotely controlled underwater vessel. It is preferred that these valves be controlled by a buoyancy control system on board the subsea processing facility 10 or on a surface vessel towing the subsea processing facility 10 to an installation location, as explained below. It is an advantage if the buoyancy control system comprises a stability module which receives a signal from a depth sensor, an accelerometer, an inclinometer and/or a transponder to adjust the buoyancy of the ballast tank, preferably automatically.

Oppdriftsmodulen 48 omfatter en hul, frittflytende konstruksjon 60 som omgir og understøtter ballasttankene 52. Konstruksjonen 60 i oppdriftsmodulen 48 kan med fordel belegges med glassfiberarmert plast. Den nedre ytterveggen 62 til konstruksjonen 60 buler ut nedover mot sjøbunnen 64 som vist på figur 4, slik at overtrålingsegenskapene til det undersjøiske prosessanlegget 10 forbedres når oppdriftsmodulen 48 er festet til den. The buoyancy module 48 comprises a hollow, free-floating structure 60 which surrounds and supports the ballast tanks 52. The structure 60 in the buoyancy module 48 can advantageously be coated with glass fiber reinforced plastic. The lower outer wall 62 of the structure 60 bulges out downwards towards the seabed 64 as shown in Figure 4, so that the trawling properties of the subsea processing plant 10 are improved when the buoyancy module 48 is attached to it.

Det foretrekkes at ballasttankene 52 er ikke-strukturelle i forhold til rammen 12, som vist på figuren. Men alle de langsgående bjelkene 20, 26, tverrelementene 22, 32, avstiverne 28, avstiverne 34 og søylene 30 i rammen 12 kan definere lukkede rom. Luft fanget i disse rommene gir rammen 12 økt oppdrift når det er behov for det, for eksempel når det undersjøiske prosessanlegget 10 sjøsettes. Når det er behov for mindre oppdrift, for eksempel når rammen 12 skal senkes eller legges på sjøbunnen 64, kan man la den fangede luften slippe ut og vannet strømme inn. En fylleventil 66 til dette formålet er vist som eksempel på figur 4 på den nedre langsgående bjelken 20. Fylleventilen 66 kan fjernbetjenes eller betjenes med undervannsintervensjon, for eksempel med et fjernstyrt undervannsfartøy. It is preferred that the ballast tanks 52 are non-structural in relation to the frame 12, as shown in the figure. However, all of the longitudinal beams 20, 26, cross members 22, 32, braces 28, braces 34 and columns 30 of the frame 12 can define closed spaces. Air trapped in these spaces gives the frame 12 increased buoyancy when there is a need for it, for example when the subsea process plant 10 is launched. When there is a need for less buoyancy, for example when the frame 12 is to be lowered or placed on the seabed 64, the trapped air can be allowed to escape and the water to flow in. A filling valve 66 for this purpose is shown as an example in Figure 4 on the lower longitudinal beam 20. The filling valve 66 can be remotely operated or operated with underwater intervention, for example with a remotely controlled underwater vessel.

Generelt kan alle de hule elementene av rammen 12 ha liknende fylleventiler eller være koblet sammen slik at fluidkommunikasjonen kan fylle dem samtidig. Det er også mulig å la alle de hule rammeelementene ha liknende injeksjonsventiler der det slippes inn høytrykksluft eller en annen gass for å øke oppdriften eller motstå sammenbrudd under det hydrostatiske trykket. In general, all the hollow elements of the frame 12 can have similar filling valves or be connected together so that the fluid communication can fill them simultaneously. It is also possible to allow all the hollow frame elements to have similar injection valves where high-pressure air or another gas is admitted to increase buoyancy or resist collapse under the hydrostatic pressure.

I praksis kan kilden 58 for høytrykksluft eller annen gass som brukes internt til å sette en ballasttank 52 eller et hult element i rammen 12 under trykk, være en ledning ned fra overflaten eller en gasskilde om bord på det undersjøiske prosessanlegget 10. Gassen kan komme fra kompressorer eller «quads». In practice, the source 58 of high-pressure air or other gas used internally to pressurize a ballast tank 52 or a hollow member of the frame 12 may be a line down from the surface or a gas source on board the subsea processing facility 10. The gas may come from compressors or "quads".

Firkanten 46 som identifiseres på figur 4 som et prosessapparat kan i stedet representere et apparat for å kontrollere bearbeidingen av produksjonsfluid og forsyne den med strøm, eller for å oppbevare kjemikalier eller produsere, lede eller distribuere strøm. Denne firkanten 46 kan også stå for det nevnte oppdriftskontrollsystemet som kontrollerer oppdriften og stabiliteten til det undersjøiske prosessanlegget 10 når det slepes og altså er koblet til de forskjellige fylleventilene og injeksjonsventilene til ballasttankene 52 og til de hule rammeelementene. The square 46 which is identified in Figure 4 as a process apparatus may instead represent an apparatus for controlling the processing of production fluid and supplying it with power, or for storing chemicals or producing, conducting or distributing power. This square 46 can also stand for the aforementioned buoyancy control system which controls the buoyancy and stability of the subsea processing plant 10 when it is being towed and is thus connected to the various filling valves and injection valves of the ballast tanks 52 and to the hollow frame elements.

Figur 5, 6, 8, 9, 10a, 10b, 10c og 11 er skjematiske framstillinger av det undersjøiske prosessanlegget 10 sett fra siden, kombinert med et forenklet eksempel på oppdriftsmodulen 48 som er framstilt på figur 4.1 dette eksempelet er oppdriftsmodulen 48 anordnet slik at den strekker seg langs det meste av den åpne siden av rammen 12 til det undersjøiske prosessanlegget 10. I hvert tilfelle vises en enkelt ballasttank 52 i oppdriftsmodulen for illustrasjonsformål. Figures 5, 6, 8, 9, 10a, 10b, 10c and 11 are schematic representations of the subsea process plant 10 seen from the side, combined with a simplified example of the buoyancy module 48 which is shown in Figure 4.1 in this example, the buoyancy module 48 is arranged so that it extends along most of the open side of the frame 12 of the subsea processing facility 10. In each case, a single ballast tank 52 is shown in the buoyancy module for purposes of illustration.

Skravering brukes til å vise hvor ballasttanken 52 er fylt mest med luft for å gi sterkt positiv oppdrift til det undersjøiske prosessanlegget 10 som oppdriftsmodulen 48 er festet til (ingen skravering); mest vann for å gi det undersjøiske prosessanlegget 10 sterkt negativ oppdrift (full skravering); eller er delvis fylt med vann og delvis med luft for å gi det undersjøiske prosessanlegget 10 nær nøytral eller svakt negativ oppdrift (halv skravering). Figur 5 er en sprengskisse av forholdet mellom oppdriftsmodulen 48 og det undersjøiske prosessanlegget 10. Festeanordningene 68 som definerer festepunkter for å feste oppdriftsmodulen 48 på det undersjøiske prosessanlegget 10, er fordelt langs siden av rammen 12. Utfyllende festeanordninger 68 som definerer tilsvarende festepunkter er fordelt rundt den andre siden av oppdriftsmodulen 48 og vises her med prikkede linjer. Figur 6 viser oppdriftsmodulen 48 festet til det undersjøiske prosessanlegget 10 med festeanordningene 68. Figur 5 viser firkanter 70 som representerer utstyrsenheter som prosessapparatur, kontrollapparatur og strømforsyningsapparatur fordelt på dekket 24 av det undersjøiske prosessanlegget 10. Disse utstyrsenhetene 70 er koblet sammen med røropplegg 72, som kan ha et koblingspunkt eller andre organ for til- og frakobling av andre servicemoduler for produksjonsfluid. Røropplegget 72 strekker seg til endene av det undersjøiske prosessanlegget 10 slik at det kan kobles til en rørledning med produksjonsfluider på sjøbunnen når det er i bruk. Andre fluidkoblinger kan gjøres mellom det undersjøiske prosessanlegget 10 og andre undersjøiske rør som vanninjeksjonsrør og strøm- og dataforbindelser mellom det undersjøiske prosessanlegget 10 og andre undervannssystemer. Det kan også gjøres tilkoblinger i de åpne sidene av det undersjøiske prosessanlegget 10. Figur 7 og 8 viser en kystinstallasjon som omfatter en tørrdokk 74 ved vannet 76. På figur 7 blir det undersjøiske prosessanlegget 10 montert på land i tørrdokken 74 før det utstyres med oppdriftsmodul ene 48. Når oppdriftsmodul ene 48 er montert, er det undersjøiske prosessanlegget 10 klart for å sjøsettes i vannet 76 etter at tørrdokken 74 er åpnet mot sjøen som vist på figur 8. Hatching is used to show where the ballast tank 52 is filled most with air to provide strong positive buoyancy to the subsea processing facility 10 to which the buoyancy module 48 is attached (no hatching); most water to give the subsea processing plant 10 strong negative buoyancy (full shading); or is partly filled with water and partly with air to give the subsea processing plant 10 close to neutral or slightly negative buoyancy (half shading). Figure 5 is an exploded view of the relationship between the buoyancy module 48 and the subsea processing facility 10. The attachment devices 68 that define attachment points for attaching the buoyancy module 48 to the subsea processing facility 10 are distributed along the side of the frame 12. Complementary attachment devices 68 that define corresponding attachment points are distributed around the other side of the buoyancy module 48 and is shown here with dotted lines. Figure 6 shows the buoyancy module 48 attached to the subsea process plant 10 with the fastening devices 68. Figure 5 shows squares 70 which represent equipment units such as process equipment, control equipment and power supply equipment distributed on the deck 24 of the subsea process plant 10. These equipment units 70 are connected together with piping 72, which may have a connection point or other means for connecting and disconnecting other service modules for production fluid. The piping 72 extends to the ends of the subsea processing plant 10 so that it can be connected to a pipeline with production fluids on the seabed when in use. Other fluid connections can be made between the subsea process plant 10 and other subsea pipes such as water injection pipes and power and data connections between the subsea process plant 10 and other subsea systems. Connections can also be made in the open sides of the subsea processing facility 10. Figures 7 and 8 show a coastal installation comprising a dry dock 74 at the water 76. In Figure 7, the subsea processing facility 10 is mounted on land in the dry dock 74 before it is equipped with a buoyancy module ene 48. When the buoyancy module ene 48 is mounted, the subsea processing plant 10 is ready to be launched into the water 76 after the dry dock 74 has been opened towards the sea as shown in figure 8.

Nærmere bestemt viser figur 7 det undersjøiske prosessanlegget 10 i tørrdokken 74 i de siste stadiene av monteringen ved hjelp av en kran 78 ved kaien. Kranen 78 vises her idet den plasserer utstyrsenheter 70 på dekket 24 av det undersjøiske prosessanlegget 10, i brønner under mellomrommene i toppen 16 av rammen 12, før gitterplatene 38 festes til rammen 12. Et kjent loddrett glidesystem kan brukes til å lede utstyret 70 inn i korrekt stilling under senkingen. More specifically, Figure 7 shows the subsea processing plant 10 in the dry dock 74 in the final stages of assembly by means of a crane 78 at the dock. The crane 78 is shown here placing equipment units 70 on the deck 24 of the subsea processing facility 10, in wells below the spaces in the top 16 of the frame 12, before the grid plates 38 are attached to the frame 12. A known vertical sliding system can be used to guide the equipment 70 into correct position during lowering.

En tørrdokk er ikke den eneste muligheten for montering og sjøsetting. I prinsippet ville det i stedet vært mulig å montere og så løfte eller sjøsette det monterte undersjøiske prosessanlegget 10 fra kaien eller en slipp og ned i vannet 76. A dry dock is not the only possibility for assembly and launching. In principle, it would instead be possible to assemble and then lift or launch the assembled underwater processing plant 10 from the quay or a slip into the water 76.

Deretter vil kranen 78 løfte oppdriftsmodul ene 48 opp på rammen 12. Figur 8 viser det undersjøiske prosessanlegget 10 utstyrt med oppdriftsmodul 48 med ballasttankene luftfylt for positiv oppdrift. Det undersjøiske prosessanlegget 10 flyter på overflaten 80 av vannet 76, for en stor del under overflaten, men uten å stikke dypt slik at det kan slepes vekk fra kysten gjennom grunt vann. Next, the crane 78 will lift the buoyancy module one 48 onto the frame 12. Figure 8 shows the subsea process plant 10 equipped with the buoyancy module 48 with the ballast tanks filled with air for positive buoyancy. The subsea processing plant 10 floats on the surface 80 of the water 76, for a large part below the surface, but without sticking deep so that it can be towed away from the coast through shallow water.

Figur 9 viser at i det minste noen monterings- og utrustningsoperasjoner kan gjøres på det undersjøiske prosessanlegget 10 etter at det er slept ut i vannet 76. Figuren viser at kranen 78 ved kaien plasserer utstyrsenheter 70 gjennom den åpne toppen 16 på rammen 12 til det undersjøiske prosessanlegget 10 mens det er forankret ved en kai 82. Figure 9 shows that at least some assembly and outfitting operations can be done on the subsea processing facility 10 after it is towed into the water 76. The figure shows that the crane 78 at the dock places equipment units 70 through the open top 16 of the frame 12 to the subsea the processing plant 10 while anchored at a dock 82.

Det er en fordel at utstyret og systemene til det undersjøiske prosessanlegget 10 kan testes på land som på figur 7, eller når det er forankret ved en kai 82 som på figur 9. Så er det undersjøiske prosessanlegget 10 klart for å slepes til et installeringssted ved CDTM-metoden (sleping i kontrollert dybde) som beskrevet i EP 0069446 og i en teknisk artikkel OTC 6430 { OTC- konferansen, 1990). Her henvises det til figur 10a, 10b og 10c av illustrasjonene. It is an advantage that the equipment and systems of the subsea processing plant 10 can be tested on land as in Figure 7, or when anchored at a quay 82 as in Figure 9. Then the subsea processing plant 10 is ready to be towed to an installation site at The CDTM (controlled depth towing) method as described in EP 0069446 and in a technical paper OTC 6430 {OTC conference, 1990). Here, reference is made to figures 10a, 10b and 10c of the illustrations.

CDTM-prinsippet innebærer å transportere det prefabrikkerte og fullt testede undersjøiske prosessanlegget 10 hengende på slepeliner 84 mellom overflatefartøy for- og bakut som vist på figur 10a. I motsetning til en stor installeringslekter kan disse fartøyene være forholdsvis små og rimelige fartøy 86 utstyrt med vinsjer, for eksempel taubåter. The CDTM principle involves transporting the prefabricated and fully tested subsea process plant 10 hanging on towlines 84 between surface vessels forward and backward as shown in Figure 10a. In contrast to a large installation barge, these vessels can be relatively small and inexpensive vessels 86 equipped with winches, for example tugboats.

Som beskrevet i EP 0069446 og OTC 6430, brukes CDTM til å installere svært lange rørledningsbunter. Slepekjetting brukes som ballast og dybdekontroll. Slike kjettinger er unødvendige eller på det meste valgfri i CDTM-metoden som foreslås med den foreliggende oppfinnelsen, der det i stedet foretrekkes finkontroll av ballasttankene for å kontrollere dybden og likevektsstillingen til den undersjøiske prosessenheten 10 under slepingen. As described in EP 0069446 and OTC 6430, CDTM is used to install very long pipeline bundles. Towing chain is used as ballast and depth control. Such chains are unnecessary or at most optional in the CDTM method proposed by the present invention, where fine control of the ballast tanks is instead preferred to control the depth and equilibrium position of the subsea processing unit 10 during towing.

Som skraveringen på figur 10a viser, er ballasttankene 52 til oppdriftsmodulene 48 delvis fylt under kontroll av kontrollsystem på det undersjøiske prosessanlegget 10 eller på et overflatefartøy 86. Dette gir det undersjøiske prosessanlegget 10 litt negativ oppdrift i en forhåndsbestemt midlere slepedybde, som fortrinnsvis er minst femti meter. Moderat strekk i slepelinene 84 under dragkreftene fra slepingen balanserer den svakt negative oppdriften til det undersjøiske prosessanlegget 10 slik at den ønskede dybden opprettholdes med hjelp fra pågående kontroll av oppdriften til ballasttankene 52. I praksis vil separate ballasttanker være fordelt langsmed det undersjøiske prosessanlegget 10 for å kunne brukes til å justere likevektsstillingen. As the shading in Figure 10a shows, the ballast tanks 52 of the buoyancy modules 48 are partially filled under the control of the control system on the subsea processing facility 10 or on a surface vessel 86. This gives the subsea processing facility 10 a slightly negative buoyancy in a predetermined mean towing depth, which is preferably at least fifty meters. Moderate tension in the towing lines 84 under the drag forces from the towing balances the slightly negative buoyancy of the subsea processing facility 10 so that the desired depth is maintained with the help of ongoing control of the buoyancy of the ballast tanks 52. In practice, separate ballast tanks will be distributed along the subsea processing facility 10 to could be used to adjust the equilibrium position.

I den ønskede slepedybden holdes det undersjøiske prosessanlegget 10 på sikker avstand fra sjøbunnen 64, og også nedenfor innflytelsen av sjøgangen nær overflaten 80. Hvis sjøgangen skulle øke dramatisk under slepingen, kan det undersjøiske prosessanlegget 10 senkes til sjøbunnen 64 for å vente på bedre vær. At the desired towing depth, the subsea processing plant 10 is kept at a safe distance from the seabed 64, and also below the influence of the seabed near the surface 80. If the seabed should increase dramatically during the towing, the subsea processing plant 10 can be lowered to the seabed 64 to wait for better weather.

Figur 10a viser det undersjøiske prosessanlegget 10 når det nettopp er ankommet installeringsstedet, rett over en forhåndsbestemt åpning 88 mellom elementer av et undersjøisk produksjonssystem som er lagt ned fra før. Disse elementene omfatter fluidtranspoitrør 90 som ender i endekoblinger 92 som er vendt mot hverandre på hver side av åpningen 88. Figure 10a shows the subsea processing plant 10 when it has just arrived at the installation site, directly above a predetermined opening 88 between elements of a subsea production system which has been laid down before. These elements comprise fluid transport tubes 90 which end in end connectors 92 which face each other on either side of the opening 88.

Når det undersjøiske prosessanlegget 10 kommer fram til installeringsstedet, senkes det mot sjøbunnen 64 ved at ballasttankene 52 til oppdriftsmodul 48 fylles med mer vann for å øke den negative oppdriften. Samtidig gis slepelinene 84 ut fra overflatefartøyene 86. Det undersjøiske prosessanlegget 10 blir så lagt på sjøbunnen 64 i den forhåndsbestemte åpningen 88 som vist på figur 10b, mens posisjonen i forhold til åpningen 88 overvåkes av et fjernstyrt undervannsfartøy 94. Minst ett av overflatefartøyene 86 kan nå forlate stedet og være tilgjengelig for andre oppgaver. When the underwater processing plant 10 arrives at the installation site, it is lowered towards the seabed 64 by filling the ballast tanks 52 of the buoyancy module 48 with more water to increase the negative buoyancy. At the same time, the tow lines 84 are released from the surface vessels 86. The underwater processing plant 10 is then placed on the seabed 64 in the predetermined opening 88 as shown in figure 10b, while the position in relation to the opening 88 is monitored by a remotely controlled underwater vessel 94. At least one of the surface vessels 86 can now leave the place and be available for other tasks.

Den mørke skraveringen på figur 10c viser hule elementer av rammen 12 til det undersjøiske prosessanlegget 10 fylt med vann for å stabilisere det undersjøiske prosessanlegget 10 etter landingen på sjøbunnen 64. Ved hjelp av det fjernstyrte undervannsfartøyet 94 bidrar det gjenværende overflatefartøyet 86 i dette eksempelet til å fylle de hule rammeelementene med vann og/eller koble røropplegget om bord på det undersjøiske prosessanlegget 10 sammen med de forhåndslagte elementene 90, 92 av det undersjøiske produksjonssystemet. Den statiske vekten av rammen 12 etter vannfyllingen gir tilstrekkelig treghetsmoment, friksjon og stabilitet til at det undersjøiske prosessanlegget 10 kan forankres til sjøbunnen uten behov for å forhåndsinslallere en brønnramme på sjøbunnen 64. Figur 11 viser en valgfri påfølgende operasjon, nemlig løsgjøring av oppdriftsmodulene 48 fra det undersjøiske prosessanlegget 10. Disse modulene 48 berges så til overflaten 80 for mulig gjenbruk. Her har luft som en valgmulighet blitt pumpet inn i ballasttankene 52 for å gjøre oppdriften svakt negativ. Luften deballasterer ballasttankene ved å fortrenge vann på en kontrollert måte. Deballastering på denne måten reduserer den tilsynelatende vekten til oppdriftsmodulen 48 for å gjøre det lettere å løfte den med en kran eller vinsj på et overflatefartøy 86. Oppdriftsmodulene 48 kan løsgjøres fra det undersjøiske prosessanlegget 10 automatisk eller med undervannsintervensjon, i dette eksempelet med et fjernstyrt undervannsfartøy 94. Figur 12 viser hvordan det undersjøiske prosessanlegget 10 kan få service mens det befinner seg på sjøbunnen 64. Her har et fjernstyrt undervannsfartøy 94 åpnet gitterpanelene 38 som normalt lukker toppen 16 av det undersjøiske prosessanlegget 10, for å skaffe tilgang til utstyret i brønnene på dekket 24 nedenfor. Et overflatefartøy 86 bruker en kran til å løfte en utstyrsenhet 70 opp til overflaten. På denne måten kan individuelle utstyrsenheter 70, som f.eks. pumper, isoleres og byttes ut ved velkjente framgangsmåter. Det nevnte loddrette glidesystemet fører erstatningsutstyret 70 på hensiktsmessig måte til riktig sted på dekket 24 under senkingen. The dark shading in Figure 10c shows hollow elements of the frame 12 of the subsea processing facility 10 filled with water to stabilize the subsea processing facility 10 after the landing on the seabed 64. With the help of the remotely operated underwater vessel 94, the remaining surface vessel 86 in this example helps to fill the hollow frame elements with water and/or connect the piping on board the subsea processing facility 10 together with the pre-laid elements 90, 92 of the subsea production system. The static weight of the frame 12 after the water filling provides sufficient moment of inertia, friction and stability so that the subsea process plant 10 can be anchored to the seabed without the need to pre-install a well frame on the seabed 64. Figure 11 shows an optional subsequent operation, namely the release of the buoyancy modules 48 from the subsea processing plant 10. These modules 48 are then salvaged to the surface 80 for possible reuse. Here, as an option, air has been pumped into the ballast tanks 52 to make the buoyancy slightly negative. The air deballasts the ballast tanks by displacing water in a controlled manner. Deballasting in this way reduces the apparent weight of the buoyancy module 48 to make it easier to lift it with a crane or winch on a surface vessel 86. The buoyancy modules 48 can be detached from the subsea processing facility 10 automatically or by underwater intervention, in this example by a remotely operated underwater vehicle 94. Figure 12 shows how the subsea processing plant 10 can be serviced while it is on the seabed 64. Here, a remote-controlled underwater vessel 94 has opened the grid panels 38 that normally close the top 16 of the subsea processing plant 10, in order to gain access to the equipment in the wells of covered 24 below. A surface vessel 86 uses a crane to lift an equipment unit 70 to the surface. In this way, individual equipment units 70, such as e.g. pumps, are isolated and replaced using well-known procedures. The mentioned vertical sliding system leads the replacement equipment 70 in an appropriate manner to the correct place on the deck 24 during the lowering.

Merk at den strukturelle integriteten til det undersjøiske prosessanlegget 10 er avhengig av rammen 12 og påvirkes derfor ikke av at det fjernes utstyrsenheter 70 som står på denne rammen 12, i motsetning til kjente modulsystemer som ikke bare deler opp utstyret men også strukturen mellom modulene. Note that the structural integrity of the subsea process plant 10 is dependent on the frame 12 and is therefore not affected by the removal of equipment units 70 which stand on this frame 12, in contrast to known module systems which not only divide the equipment but also the structure between the modules.

Figur 13 og 14 viser andre mulige plasseringer for oppdriftsmoduler eller ballasttanker. Figur 13 viser en ballasttank 96 festet til toppen av rammen 12 til det undersjøiske prosessanlegget 10 med festeanordningene 98. Disse festeanordningene 98 kan være løsbare skåter hvis det ønskes å løsgjøre ballasttanken 96 og berge den på overflaten etter at det undersjøiske prosessanlegget 10 er installert. Ellers kan ballasttanken 96 være permanent festet til rammen 12 slik som ballasttankene 100A til 100D på figur 14, som befinner seg inne i rammen 12. Figures 13 and 14 show other possible locations for buoyancy modules or ballast tanks. Figure 13 shows a ballast tank 96 attached to the top of the frame 12 of the subsea processing plant 10 with the fastening devices 98. These fastening devices 98 can be detachable skids if it is desired to detach the ballast tank 96 and salvage it on the surface after the subsea processing plant 10 has been installed. Otherwise, the ballast tank 96 may be permanently attached to the frame 12 such as the ballast tanks 100A to 100D in Figure 14, which are located inside the frame 12.

Ballasttankene som er fordelt i lengderetningen, 100A til 100D, slik som de som er framstilt på figur 14, kan inkorporeres i det undersjøiske prosessanlegget 10 som vist på figur 14 eller festes avtakbart til det undersjøiske prosessanlegget 10, enten direkte eller som del av oppdriftsmodulene 48 som beskrevet ovenfor. Figur 14 brukes til å vise nok en fordel ved distribuerte ballasttanker 100A til 100D under individuell selektiv kontroll, nemlig å kunne justere likevektsstillingen til det undersjøiske prosessanlegget 10 slik at den passer til forskjellige konfigurasjoner av utstyr 70 på dekket 24. The longitudinally distributed ballast tanks 100A to 100D, such as those depicted in Figure 14, may be incorporated into the subsea processing facility 10 as shown in Figure 14 or removably attached to the subsea processing facility 10, either directly or as part of the buoyancy modules 48 as described above. Figure 14 is used to show another advantage of distributed ballast tanks 100A to 100D under individual selective control, namely being able to adjust the equilibrium position of the subsea processing plant 10 to suit different configurations of equipment 70 on the deck 24.

For å illustrere dette prinsippet har det undersjøiske prosessanlegget 10 på figur 4 tre typer utstyr 70 fra den ene enden til den andre - fra venstre mot høyre på figuren: forholdsvis lett og lite omfangsrikt utstyr 70A, mellomstort utstyr 70B med middels vekt, og relativt stort og tungt utstyr 70C. For å balansere det undersjøiske prosessanlegget 10 mot disse forskjellige vektene som virker på de respektive endene, justeres oppdriften til ballasttankene 100A til 100D individuelt. Altså inneholder ballasttanken 100A ved det lette utstyret 70A mer vann enn luft, mens ballasttanken 100D ved det tunge utstyret 70C inneholder mer luft enn vann. De mellomliggende ballasttankene 100B og 100C inneholder omtrent like mye luft og vann. To illustrate this principle, the subsea processing plant 10 in Figure 4 has three types of equipment 70 from one end to the other - from left to right in the figure: relatively light and small bulky equipment 70A, medium-sized equipment 70B of medium weight, and relatively large and heavy equipment 70C. In order to balance the subsea processing plant 10 against these different weights acting on the respective ends, the buoyancy of the ballast tanks 100A to 100D is individually adjusted. So the ballast tank 100A of the light equipment 70A contains more water than air, while the ballast tank 100D of the heavy equipment 70C contains more air than water. The intermediate ballast tanks 100B and 100C contain approximately equal amounts of air and water.

Kyndige lesere vil forstå at ballasttanker kan fordeles på liknende måte tvers over det undersjøiske prosessanlegget 10 for å kompensere for ubalanse i vekt mellom utstyr i bredderetningen. Det vil også være mulig å justere oppdriften til individuelle ballasttanker kontinuerlig og dynamisk under slepingen som respons på dynamiske krefter som virker på det undersjøiske prosessanlegget 10, spesielt slike krefter som kan føre til oscillasjoner i stampingen og slingringen. Tilsvarende kan hule elementer av rammen 12 også fylles med vann eller tømmes for vann individuelt eller selektivt for å justere likevektsstillingen eller respondere på dynamiske krefter som virker på det undersjøiske prosessanlegget 10. Knowledgeable readers will understand that ballast tanks can be distributed in a similar manner across the subsea processing plant 10 to compensate for imbalance in weight between equipment in the width direction. It will also be possible to adjust the buoyancy of individual ballast tanks continuously and dynamically during towing in response to dynamic forces acting on the subsea processing plant 10, especially such forces which may lead to oscillations in the pounding and swaying. Correspondingly, hollow elements of the frame 12 can also be filled with water or emptied of water individually or selectively to adjust the equilibrium position or respond to dynamic forces acting on the subsea processing plant 10.

En annen mulighet med distribuerte ballasttanker er å velge ballasttanker av forskjellig størrelse til forskjellige posisjoner, for å tilpasse dem til vektfordelingen som ventes ved en bestemt konfigurasjon av utstyret på dekk. Another possibility with distributed ballast tanks is to select ballast tanks of different sizes for different positions, to adapt them to the weight distribution expected for a particular configuration of the equipment on deck.

Det er mulig å kombinere to eller flere undersjøiske prosessanlegg 10 ifølge oppfinnelsen for å lage en større eller mer habil undersjøisk fabrikk med utvidet prosess- eller produksjonsfunksjonalitet. I forbindelse med dette viser figur 15 to undersjøiske prosessanlegg 10 koblet til hverandre ende mot ende på sjøbunnen 64 gjennom en mellomliggende kobling 102, slik at de fyller et forhåndsbestemt tomrom mellom forhåndslagte fluidtransportrør 90 og terminalkoblingene 92 til et undersjøisk produksjonssystem. Figur 16a og 16b viser at når et undersjøisk prosessanlegg 10 har lagt seg på sjøbunnen, er det mulig å modifisere orienteringen av utstyr eller utstyrsmoduler i forhold til helningsvinkelen til rammen 12. For eksempel må et loddrett separatorkar være stort sett loddrett, også hvis det undersjøiske prosessanlegget 10 den står på ikke er stort sett vannrett når det har lagt seg på sjøbunnen. Figur 16a og 16b viser et undersjøisk prosessanlegg 104 som har landet på en vesentlig skråstilt sjøbunn 106. Rammen 12 til det undersjøiske prosessanlegget 104 inneholder tre utstyrsenheter i disse forenklede skjematiske framstillingene. It is possible to combine two or more subsea process plants 10 according to the invention to create a larger or more capable subsea factory with extended process or production functionality. In connection with this, Figure 15 shows two subsea process plants 10 connected to each other end to end on the seabed 64 through an intermediate connection 102, so that they fill a predetermined void between pre-laid fluid transport pipes 90 and the terminal connections 92 of a subsea production system. Figures 16a and 16b show that when an underwater process plant 10 has settled on the seabed, it is possible to modify the orientation of equipment or equipment modules in relation to the angle of inclination of the frame 12. For example, a vertical separator vessel must be largely vertical, even if the underwater the process plant 10 it stands on is not mostly horizontal when it has settled on the seabed. Figures 16a and 16b show a subsea processing facility 104 that has landed on a substantially inclined seabed 106. The frame 12 of the subsea processing facility 104 contains three equipment units in these simplified schematic representations.

To av utstyrsenhetene 108 som er framstilt på figur 16a og 16b, kan tåle avvik fra loddrett eller vannrett stilling. Derfor er disse enhetene 108 festet urørlig til dekket 24 på det undersjøiske prosessanlegget 104. Two of the equipment units 108 which are shown in figures 16a and 16b can withstand deviations from a vertical or horizontal position. Therefore, these units 108 are immovably attached to the deck 24 of the subsea processing facility 104.

Den tredje utstyrsenheten 110 som er framstilt på figur 16a og 16b, må derimot holdes stort sett loddrett eller vannrett under drift. For å gjøre dette mulig også hvis det undersjøiske prosessanlegget 10 blir liggende i skrå stilling, kan dette utstyret 110 vippe eller flyte i forhold til dekket 24. Nærmere bestemt er det en helningsjusterende opphengning mellom dekket 24 og utstyret 110. Utstyret 110 kan være koblet til røropplegget til det undersjøiske prosessanlegget 104 med fleksible rør eller rør med vippeledd. The third equipment unit 110 which is shown in Figures 16a and 16b, on the other hand, must be held mostly vertically or horizontally during operation. To make this possible even if the subsea processing plant 10 is left in an inclined position, this equipment 110 can tilt or float in relation to the deck 24. More specifically, there is a tilt-adjusting suspension between the deck 24 and the equipment 110. The equipment 110 can be connected to the piping of the subsea process plant 104 with flexible pipes or pipes with swivel joints.

Fagfolk vil kjenne til forskjellige aktive eller passive helningskompenserende eller vatrende opphengninger, som for eksempel slingrebøyler. Som et enkelt eksempel på en slik opphengning viser figur 16a og 16b utstyret 110 på opprette styreelementer 112 fordelt i lengderetningen, med utvidelser som kan justeres individuelt for å justere stillingen til utstyret 110 rundt en tverrakse som vist på figur 16b. Det er ikke framstilt på figuren, men styreelementer fordelt på tvers kunne også brukes tilsvarende for å vatre utstyret 110 rundt lengdeaksen. Those skilled in the art will know various active or passive tilt-compensating or floating suspensions, such as sway bars. As a simple example of such a suspension, figures 16a and 16b show the equipment 110 on vertical control elements 112 distributed in the longitudinal direction, with extensions that can be adjusted individually to adjust the position of the equipment 110 around a transverse axis as shown in figure 16b. It is not shown in the figure, but control elements distributed across could also be used accordingly to level the equipment 110 around the longitudinal axis.

Endelig viser figur 17 et undersjøisk prosessanlegg 114 utstyrt med en oppdriftsmodul 116, under transport med en CDTM-operasjon lik den som er framstilt på figur 10a. Her er det undersjøiske prosessanlegget 114 utstyrt med et opprett ror 118, og oppdriftsmodulen 116 er utstyrt med finner, vinger eller plan som stikker ut på sidene 120. Disse forskjellige hydrodynamiske styreflatene 118, 120 kan vippes under datamaskinstyring for å stabilisere, trimme og styre banen til det undersjøiske prosessanlegget 114 under slepingen. Finally, Figure 17 shows a subsea processing facility 114 equipped with a buoyancy module 116, during transport with a CDTM operation similar to that depicted in Figure 10a. Here, the subsea processing facility 114 is equipped with an upright rudder 118, and the buoyancy module 116 is equipped with fins, wings, or planes that protrude from the sides 120. These various hydrodynamic control surfaces 118, 120 can be tilted under computer control to stabilize, trim, and steer the trajectory to the subsea processing facility 114 during the tow.

Mange andre variasjoner er mulig innenfor det nye konseptet. Figur 12 viser hvordan det undersjøiske prosessanlegget kan være på sjøbunnen i flere år og få service fra overflaten, men det kan for eksempel bli behov for å berge det fra bunnen til overflaten. Til dette formålet kan ballasttanken(e) til oppdriftsmodulene deballasteres ved å fortrenge vann med gass under trykk på en kontrollert måte når det undersjøiske prosessanlegget er koblet fra det undersjøiske produksjonssystemet og oppdriftsmodulen er koblet til det undersjøiske prosessanlegget igjen hvis nødvendig. Hvis de er fylt med vann, kan hule rammeelementer i det undersjøiske prosessanlegget deballasteres på tilsvarende måte. Slik deballastering reduserer den tilsynelatende vekten til det undersjøiske prosessanlegget for løfting med en kran eller vinsj på et overflatefartøy. Many other variations are possible within the new concept. Figure 12 shows how the subsea processing plant can be on the seabed for several years and receive service from the surface, but it may, for example, be necessary to salvage it from the bottom to the surface. For this purpose, the ballast tank(s) of the buoyancy modules can be de-ballasted by displacing water with pressurized gas in a controlled manner when the subsea processing facility is disconnected from the subsea production system and the buoyancy module is reconnected to the subsea processing facility if necessary. If they are filled with water, hollow frame elements in the subsea processing facility can be deballasted in a similar way. Such deballasting reduces the apparent weight of the subsea processing plant for lifting by a crane or winch on a surface vessel.

Hvis et undersjøisk prosessanlegg skal kasseres og gjenvinnes etter bruk, kan det enkelt heises opp til overflaten og slepes derfra til et anlegg på kysten. Da vil ikke materialtretthet eller skader på det undersjøiske prosessanlegget som skyldes sjøgangen være noe problem. Men hvis det undersjøiske prosessanlegget skal renoveres og brukes om igjen, kan det brukes en omvendt CDTM-prosess. I så fall kontrolleres injeksjon av en deballasterende gass for å oppnå litt nøytral oppdrift ved en ønsket slepedybde, og så finner CDTM-slepingen sted i vannsøylen med kontrollert dybde og oppdrift. Endelig heves det undersjøiske prosessanlegget til overflaten i grunnere, skjermet farvann nær kysten slik at det kan renoveres for gjenbruk. I bunn og grunn er dette det omvendte av prosessen som er framstilt på figur 9 til 10c. If a subsea processing facility is to be disposed of and recovered after use, it can easily be hoisted to the surface and towed from there to a facility on the coast. In that case, material fatigue or damage to the subsea process plant caused by the sea passage will not be a problem. However, if the subsea process facility is to be renovated and reused, a reverse CDTM process can be used. In that case, the injection of a deballast gas is controlled to achieve some neutral buoyancy at a desired towing depth, and then the CDTM towing takes place in the water column with controlled depth and buoyancy. Finally, the subsea processing plant is raised to the surface in shallower, sheltered waters near the coast so that it can be renovated for reuse. Basically, this is the reverse of the process depicted in Figures 9 to 10c.

Enda flere variasjoner er mulig innenfor det nye konseptet. For eksempel kan ballasttanker eller noen av de hule elementene i rammen settes under høyere trykk enn omgivelsestrykket på forhånd ved overflaten. Dette reduserer gassforbruket når oppdriften skal økes på dypere vann og øker motstanden til ballasttankene eller de hule elementene mot sammenbrudd under hydrostatisk trykk. Even more variations are possible within the new concept. For example, ballast tanks or some of the hollow elements of the frame can be pressurized higher than the ambient pressure beforehand at the surface. This reduces gas consumption when buoyancy is to be increased in deeper water and increases the resistance of the ballast tanks or the hollow elements against collapse under hydrostatic pressure.

Det ville selvsagt være mulig å legge til andre elementer av et undersjøisk produksjonssystem etter at det undersjøiske prosessanlegget har landet og dermed unngå behovet for å sikte inn det undersjøiske prosessanlegget mot en forhåndsbestemt åpning mellom elementer av det undersjøiske produksjonssystemet som er lagt ned på forhånd. It would of course be possible to add other elements of a subsea production system after the subsea processing facility has landed and thereby avoid the need to aim the subsea processing facility at a predetermined opening between elements of the subsea production system that have been laid down beforehand.

Claims (25)

1. Framgangsmåte for å transportere og installere en undervannskonstruksjon, som er et undersjøisk prosessanlegg som omfatter: en ramme, prosessutstyr for produksjonsfluid på rammen, og røropplegg i fluid kommunikasjon med prosessutstyret for produksjonsfluidet, idet framgangsmåten omfatter å: bruke ballast til å gi konstruksjonen nøytral oppdrift i eller nær vannflaten mens konstruksjonen står i vann før slepingen; kontrollert fylle minst én ballasttank som er festet til rammen eller bygd inn i rammen i slik grad at konstruksjonen får negativ oppdrift i en forhåndsbestemt slepedybde, for å slepe den til et installeringssted; slepe konstruksjonen med negativ oppdrift i slepedybden ved CDTM-metoden; og etter slepingen til installeringsstedet: også fylle ballasttanken(e) for å senke konstruksjonen til sjøbunnen; og koble minst ett fluidtransportrør til røropplegget i konstruksjonen når den er på sjøbunnen.1. Method for transporting and installing an underwater structure, which is an undersea process plant comprising: a frame, process equipment for production fluid on the frame, and piping in fluid communication with the process equipment for the production fluid, the method comprising: using ballast to give the structure neutral buoyancy in or near the surface of the water while the structure is in water before towing; controlled filling of at least one ballast tank attached to the frame or built into the frame to such an extent that the structure acquires negative buoyancy at a predetermined towing depth, to tow it to an installation location; towing the construction with negative buoyancy in the towing depth by the CDTM method; and after towing to the installation site: also fill the ballast tank(s) to lower the structure to the seabed; and connect at least one fluid transport pipe to the pipe system in the structure when it is on the seabed. 2. Framgangsmåten ifølge krav 1, som også omfatter å stabilisere konstruksjonen når den er på sjøbunnen ved å fylle hule konstruksjonselementer i rammen minst delvis med vann.2. The method according to claim 1, which also includes stabilizing the structure when it is on the seabed by filling hollow structural elements in the frame at least partially with water. 3. Framgangsmåten følge krav 1 eller krav 2, som omfatter å teste utstyret når konstruksjonen er i vannet før slepingen eller er på land før den understøttes i vannet.3. The procedure according to claim 1 or claim 2, which includes testing the equipment when the structure is in the water before towing or is on land before it is supported in the water. 4. Framgangsmåten ifølge noen av de foregående kravene, som også omfatter å løsne minst én ballasttank fra konstruksjonen når den befinner seg på sjøbunnen og berge denne ballasttanken til overflaten.4. The method according to any of the preceding claims, which also comprises detaching at least one ballast tank from the structure when it is on the seabed and salvaging this ballast tank to the surface. 5. Framgangsmåten ifølge noen av de foregående kravene, som også omfatter å vatre prosessutstyret for produksjonsfluid på rammen i tilfelle konstruksjonen står på en skrå eller uregelmessig sjøbunn, ved å justere stillingen til utstyret i forhold til rammen.5. The method according to any of the preceding claims, which also comprises leveling the process equipment for production fluid on the frame in the event that the structure stands on an inclined or irregular seabed, by adjusting the position of the equipment in relation to the frame. 6. Framgangsmåten ifølge noen av de foregående kravene, som også omfatter å berge konstruksjonen fra sjøbunnen ved å: deballastere ballasttanken(e) kontrollert i slik grad at konstruksjonen får svakt negativ oppdrift i en forhåndsbestemt slepedybde; slepe konstruksjonen med negativ oppdrift i slepedybden ved CDTM-metoden; og heve konstruksjonen til overflaten etter slepingen.6. The method according to any of the preceding claims, which also comprises salvaging the structure from the seabed by: deballasting the ballast tank(s) controlled to such an extent that the structure gets slightly negative buoyancy in a predetermined towing depth; towing the construction with negative buoyancy in the towing depth by the CDTM method; and raise the structure to the surface after the towing. 7. Framgangsmåte for å berge en undervannskonstruksjon fra sjøbunnen til overflaten, som omfatter å: deballastere minst én ballasttank som er festet til en ramme i konstruksjonen eller bygd inn i rammen, i slik grad at konstruksjonen får negativ oppdrift i en forhåndsbestemt dybde; heve konstruksjonen fra sjøbunnen til slepedybden; slepe konstruksjonen med negativ oppdrift i slepedybden ved CDTM-metoden; og heve konstruksjonen til overflaten etter slepingen.7. Procedure for salvaging an underwater structure from the seabed to the surface, which includes: deballasting at least one ballast tank that is attached to a frame in the structure or built into the frame, to such an extent that the structure receives negative buoyancy at a predetermined depth; raising the structure from the seabed to the towing depth; towing the construction with negative buoyancy in the towing depth by the CDTM method; and raise the structure to the surface after the towing. 8. Framgangsmåten ifølge krav 6 eller krav 7, etter at det først er festet minst én ballasttank til konstruksjonen på sjøbunnen.8. The method according to claim 6 or claim 7, after at least one ballast tank has first been attached to the structure on the seabed. 9. Framgangsmåten ifølge noen av de foregående kravene, som omfatter å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen før slepingen.9. The method according to any of the preceding claims, which comprises checking the buoyancy and/or equilibrium position of the construction before towing. 10. Framgangsmåten ifølge noen av de foregående kravene, som omfatter å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen under slepingen.10. The method according to any of the preceding claims, which comprises checking the buoyancy and/or equilibrium position of the structure during towing. 11. Framgangsmåten ifølge krav 9 eller krav 10, som omfatter å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen ved å justere oppdriften til ballasttanken(e).11. The method according to claim 9 or claim 10, which comprises controlling the buoyancy and/or equilibrium position of the structure by adjusting the buoyancy of the ballast tank(s). 12. Framgangsmåten ifølge noen av krav 9 til 11, som omfatter å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen ved å kontrollere fyllingen av hule konstruksjonselementer i rammen med vann.12. The method according to any of claims 9 to 11, which comprises controlling the buoyancy and/or equilibrium position of the structure by controlling the filling of hollow structural elements in the frame with water. 13. Framgangsmåten ifølge krav 11 eller krav 12, som omfatter å sprøyte inn gass under trykk for å fortrenge vann fra ballasttanken(e) eller fra ett eller flere hule konstruksjonselementer i rammen.13. The method according to claim 11 or claim 12, which comprises injecting gas under pressure to displace water from the ballast tank(s) or from one or more hollow structural elements in the frame. 14. Framgangsmåten ifølge noen av kravene 9 til 13, som omfatter å justere likevektsstillingen ved å kontrollere oppdriften til ballasttanker som er fordelt på langs eller på tvers av rammen.14. The method according to any of claims 9 to 13, which comprises adjusting the equilibrium position by controlling the buoyancy of ballast tanks which are distributed along or across the frame. 15. Framgangsmåten ifølge noen av kravene 9 til 14, som omfatter å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen som reaksjon på signaler fra en dybdeføler, et akselerometer, et inklinometer og/eller en transponder på konstruksjonen.15. The method according to any of claims 9 to 14, which comprises controlling the buoyancy and/or equilibrium position of the structure in response to signals from a depth sensor, an accelerometer, an inclinometer and/or a transponder on the structure. 16. Framgangsmåten ifølge noen av de foregående kravene, som omfatter å kontrollere konstruksjonens giring, slingring eller stamping under slepingen ved å bevege hydrodynamiske styreflater som virker på konstruksjonen.16. The method according to any of the preceding claims, which comprises controlling the construction's yawing, swaying or bumping during towing by moving hydrodynamic control surfaces that act on the construction. 17. Undersjøisk prosessanlegg, som omfatter: en ramme som kan slepes; prosessutstyr for produksjonsfluid på rammen; røropplegg i fluidkommunikasjon med prosessutstyret for produksjonsfluid; minst én ballasttank festet til rammen eller bygd inn i rammen; fylle- og injeksjonsventiler for henholdsvis å fylle ballasttanken(e) med vann for ballastering eller sprøyte gass inn i ballasttanken(e) for deballastering; og et oppdriftskontrollsystem som virker på fylle- og injeksjonsventilene og er konfigurert for å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til det undersjøiske prosessanlegget før eller under slepingen.17. Subsea processing plant, comprising: a towed frame; process equipment for production fluid on the frame; piping in fluid communication with the process equipment for production fluid; at least one ballast tank attached to the frame or built into the frame; filling and injection valves for respectively filling the ballast tank(s) with water for ballasting or injecting gas into the ballast tank(s) for deballasting; and a buoyancy control system that acts on the fill and injection valves and is configured to control the buoyancy and/or equilibrium position of the subsea processing facility prior to or during towing. 18. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge krav 17, der ballasttanken(e) er inkorporert i en bergbar modul som er festet avtakbart til rammen.18. The subsea process plant according to claim 17, wherein the ballast tank(s) is incorporated into a salvageable module which is removably attached to the frame. 19. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge krav 17 eller krav 18, som omfatter en helningskompenserende opphengning som virker på utstyret og rammen for å vatre utstyret i forhold til rammen.19. The subsea process plant according to claim 17 or claim 18, which comprises a tilt compensating suspension which acts on the equipment and the frame to level the equipment in relation to the frame. 20. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge noen av kravene 17 til 19, som også omfatter minst én trykkgassbeholder pneumatisk koblet til ballasttanken(e) gjennom inj eksj onsventilen.20. The underwater process plant according to any of claims 17 to 19, which also comprises at least one compressed gas container pneumatically connected to the ballast tank(s) through the injection valve. 21. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge noen av kravene 17 til 20, der ballasttankene er fordelt på langs og/eller tvers av rammen og oppdriftskontrollsystemet er konfigurert for å justere oppdriften til hver ballasttank individuelt.21. The subsea processing facility according to any of claims 17 to 20, wherein the ballast tanks are distributed along and/or across the frame and the buoyancy control system is configured to adjust the buoyancy of each ballast tank individually. 22. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge noen av kravene 17 til 21, der rammen omfatter hule konstruksjonselementer som kan fylles med vann under kontroll av oppdriftskontrollsystemet for å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen.22. The subsea processing facility according to any of claims 17 to 21, wherein the frame comprises hollow structural elements which can be filled with water under the control of the buoyancy control system to control the buoyancy and/or equilibrium position of the structure. 23. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge noen av kravene 17 til 22, der oppdriftskontrollsystemet reagerer på en dybdeføler, et akselerometer, et inklinometer og/eller en transponder som er innebygd i det.23. The subsea processing facility according to any one of claims 17 to 22, wherein the buoyancy control system is responsive to a depth sensor, an accelerometer, an inclinometer and/or a transponder embedded therein. 24. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge noen av kravene 17 til 23, som også omfatter hydrodynamiske styreflater som kan beveges for å kontrollere giringen, stampingen eller slingringen under slepingen.24. The subsea process plant according to any of claims 17 to 23, which also comprises hydrodynamic control surfaces which can be moved to control the yawing, pitching or swaying during towing. 25. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge noen av kravene 17 til 23, der utstyr på rammen kan omfatte hva som helst av: en pumpe, en ventil, en mengdemåler, en trykkføler, en temperaturføler, en væske/gass-separator og en vannseparator.25. The subsea process plant according to any of claims 17 to 23, wherein equipment on the frame may comprise any of: a pump, a valve, a flow meter, a pressure sensor, a temperature sensor, a liquid/gas separator and a water separator.