NO340687B1 - Subsea fundament og tilhørende fremgangsmåte - Google Patents
Subsea fundament og tilhørende fremgangsmåte Download PDFInfo
- Publication number
- NO340687B1 NO340687B1 NO20074089A NO20074089A NO340687B1 NO 340687 B1 NO340687 B1 NO 340687B1 NO 20074089 A NO20074089 A NO 20074089A NO 20074089 A NO20074089 A NO 20074089A NO 340687 B1 NO340687 B1 NO 340687B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- frame
- assembly
- extension pipe
- accordance
- vessel
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 51
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/04—Manipulators for underwater operations, e.g. temporarily connected to well heads
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
- E21B43/013—Connecting a production flow line to an underwater well head
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
- F16L1/12—Laying or reclaiming pipes on or under water
- F16L1/20—Accessories therefor, e.g. floats, weights
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
- F16L1/26—Repairing or joining pipes on or under water
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Foundations (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsen frembringer en fremgangsmåte for å installere utstyr under vann og en ramme for å understøtte utstyret. Særlig vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte til å installere utstyr for å koble to undervannsinstallasjoner og en ramme egnet for å understøtte og transportere utstyret.
Skjøterør (eller koblingsrør) er lengder av rør som vanligvis benyttes i den hydrokarbonproduserende industri for å sammenføye ender på to undervannsinstallasjoner. Hver ende til skjøterørene er utstyrt med avslutninger som sammenpasser med avslutninger på undervannsinstallasjonene. Skjøterørene er ofte spesiallaget og er konstruert og designet med de nødvendige dimensjoner i samsvar med den relative separasjonen og orienteringen til de to undervannsavslutningene.
Skjøterør har vanligvis en større relativ lengde enn diameter. Som et resultat har skjøterørene en relativt lav strukturstyrke og må utsettes på en måte som frembringer tilstrekkelig støtte for skjøtestykket. Vanligvis er skjøterøret festet til en løftearm ved bruk av et antall opphengspunkter langs dens lengde, eller innebygget i en løfteramme for understøttelse. Skjøterøret og løftearrangementet blir deretter transportert til installasjonsstedet om bord på et fartøy. Fra fartøyet blir en egnet kran benyttet til å løfte skjøterøret over bord og senket det inn i posisjon, som muliggjør at de nødvendige sammenkoblinger kan utføres mellom undervannsavslutningene og endeavslutningene til skjøterøret.
Hovedsakelig er skjøterør relativt lange og følgelig er en kran med tilstrekkelig høyde og rekkevidde nødvendig for å løfte skjøtestykket fra fartøyet og gjennom sjøen. Det er også nødvendig å sikre at kranen har tilstrekkelig lastkapasitet for å imøtegå de dynamiske forsterkningsfaktorer forbundet med løfting av objekter gjennom sjøen.
For å tilfredsstille disse kriterier er det vanlig å benytte kraner med rundt en 200 tonns kapasitet og en rekkevidde på 25 meter eller mer. Egnede kranfartøy har begrenset tilgjengelighet og dette kan påføre betydelige tidsbegrensninger på installasjonen av et skjøterør.
Kjent teknikk på oppfinnelsens område finnes omtalt i én eller flere av publikasjonene GB2403976A, US6142708A og US4412370A.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for undervannsinstallering av et skjøterør forsynt med endetermineringer, kjennetegnet ved trekkene angitt i patentkrav 1.
Trekk ved utførelser av foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte ifølge patentkrav
1 er angitt i patentkravene 2-13.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en ramme for å understøtte et skjøterør forsynt med endetermineringer for kopling til undersjøiske installasjoner, kjennetegnet ved trekkene angitt i patentkrav 14.
Trekk ved utførelser av foreliggende oppfinnelses ramme ifølge patentkrav 14 er angitt i patentkravene 15-21.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en rammesammenstilling for å understøtte utstyrt omfattende rammen i samsvar med et hvilket som helst av kravene 14 til 21, og en andre struktur, kjennetegnet ved trekkene angitt i patentkrav 22.
Trekk ved en utførelse av foreliggende oppfinnelses rammesammenstilling ifølge patentkrav 22 er angitt i patentkravene 23.
Ifølge et første aspekt med oppfinnelsen er det frembrakt en fremgangsmåte for å installere utstyr under vann, hvor fremgangsmåtene omfatter trinnene:
(a) å sammenstille utstyret i en ramme,
(b) å senke ned i sjøen i det minste en del av en sammenstilling omfattende rammen og utstyret,
(c) å koble den i det minste delvis nedsenkede sammenstillingen til et fartøy,
(d) å transportere den i det minste delvis nedsenkede sammenstillingen tilstøtende til et undervannsinstallasjonssted,
(e) å koble sammenstillingen til en installasjonsinnretning, og
(f) å installere utstyret på installasjonsstedet.
Ifølge trinn (a) kan utstyret sammenstilles i rammen på land. Fremgangsmåten kan omfatte tauing av rammen over vannkanten og inn i vannet. Fremgangsmåten kan omfatte å fullstendig nedsenke sammenstillingen omfattende rammen og utstyret. Ifølge et andre aspekt av oppfinnelsen er det frembrakt en ramme for å understøtte utstyr, hvori rammen er utformet til å samsvare med dimensjonene til utstyret som skal understøttes og som omfatter i det minste en klemme, hvor klemmen omfatter en første halvklemmedel for løsgjørbar tilkobling til en andre halvklemmedel til en andre struktur og som videre omfatter en fullklemmedel for å klemme rundt og understøtte utstyret.
Rammen kan omfatte en struktur av hvilken som helst form eller størrelse med funksjonskravene at den er anordnet for å understøtte utstyret. For eksempel kan rammen omfatte et antall sammenkoblede avstivere. Alternativt kan rammen omfatte en blokk som rommer en mengde oppdriftsmaterial.
Fullklemmedelen kan omfatte to hengslede kjever som er omdreibare rundt hengselet mellom en åpen sammenstilling hvori en ledekant til hver kjeve er atskilt fra ledekanten til den andre kjeven og en lukket sammenstilling hvori ledekantene til kjevene er brakt sammen for derved å omgi utstyret i fullklemmedelen.
Fullklemmedelen kan være utstyrt med en låseanordning for å låse kjevene i fast tilkobling i den lukkede sammenstillingen. Låseanordningen kan omfatte en hydraulisk opererbar låsesylinder.
Foretrukket er den første halvklemmedelen og fullklemmedelen integrert utformet.
Den første halvklemmedelen kan omfatte to ledekanter som er anordnet til å kobles mot to ledekanter til den andre halvklemmedelen på den andre strukturen.
Ledekantene til kjevene til fullklemmedelen og/eller ledekantene til de første og andre halvklemmedeler kan være utstyrt med sammenlåsende tenner.
Den første halvklemmedelen kan være utstyrt med et låsearrangement for å låse den første halvklemmedelen og den andre halvklemmedelen inn i fast tilkobling. Låsearrangementet kan omfatte en kanal gjennom hver ledekant til den første halvklemmedelen strekker seg gjennom ledekanten til den andre halvklemmedelen hvori hver kanal rommer en innskyvbar låsepinn.
Den andre strukturen kan omfatte i det minste en andre halvklemmedel anordnet for tilkobling med i det minste en første halvklemmedel til rammen.
Den andre strukturen kan være innrettet til å bære lasten til rammen når den andre halvklemmedelen og den første halvklemmedelen til rammen er tilkoblet under bruk.
Den andre strukturen kan være en fremføringsramme. Den andre strukturen kan være utstyrt med i det minste en hovedsakelig plan glideskinne innrettet til å kontakte en overflate i bruk. Den i det minste ene glideskinnen kan være utstyrt med en oppdreid endedel langs i det minste en kant for å lette bevegelse av den andre strukturen langs en overflate.
Den det minste ene klemmen kan bæres av en støtte utformet som del av rammen. Den minst ene, andre halvklemmedelen kan bæres på en støtte utformet som del av den andre strukturen. Rammen kan være utstyrt med et antall støtter som bærer klemmer for å understøtte utstyret langs dens lengde. Den andre strukturen kan være utstyrt med et antall korresponderende støtter som bærer de andre halvklemmedelene.
Rammen kan omfatte to eller flere føtter for å understøtte rammen på en overflate i bruk. Føttene kan være hovedsakelig koplanar. Rammen kan være konstruert til å overføre lasten gjennom føttene når rammen er stående og understøttet på en overflate under bruk.
Rammen kan videre omfatte en løftedel utstyrt med minst et løftepunkt, valgt slik at rammen kan opphenges i sjøen fra det minst ene løftepunktet. Foretrukket blir løftepunktet valgt slik at rammen blir bærende hovedsakelig i nivå relativt til sjøbunnen når opphengt fra det minst ene løftepunktet i sjøen.
Rammen ifølge det første aspektet med oppfinnelsen kan omfatte hvilke som helst av trekkene og korresponderende fremgangsmåtetrinn i samsvar med det andre aspektet av oppfinnelsen beskrevet ovenfor.
Således, ifølge trinn (a), kan fremgangsmåten omfatte å understøtte utstyret på den andre strukturen, koble rammen til den andre strukturen og utstyret og å taue den andre strukturen inn i vannet.
Etterfølgende trinn (b) kan fremgangsmåten omfatte å frakoble den andre strukturen fra rammen. Dette trinnet kan omfatte løsgjøring av den andre halvklemmedelen fra den første halvklemmedelen. Fremgangsmåten kan omfatte parkering av sammenstillingen på sjøbunnen før løsgjøring av den andre delen fra den første halvklemmedelen.
Fremgangsmåten kan omfatte aktivering av låsearrangementet for derved å løsgjøre den første halvklemmedelen fra den andre halvklemmedelen. Dette kan oppnås ved bruk av et fjemoperert fartøy eller en dykker.
Fremgangsmåten kan også omfatte feste av en gjenvinningsledning til den andre strukturen og opphenting av den andre strukturen etterfølgende frakobling fra rammen. Fremgangsmåten kan omfatte omstilling av den andre strukturen for bruk med andre deler av utstyr som skal installeres under vann.
Ifølge trinn (c) kan fartøyet være utstyrt med løfteinnretninger og løftedelen til rammen kan være festet til løfteinnretningene som er aktiverbare for å koble rammen til fartøyet. Løfteinnretningene kan omfatte en hivkompensert vinsj.
Ifølge trinn (c) kan fremgangsmåten omfatte å låse rammen til fartøyet. Låsedeler kan være frembrakt på fartøyet for dette formålet.
Foretrukket, i samsvar med (d), omfatter fremgangsmåten å transportere utstyret under sjøsprøytsonen.
Fremgangsmåten kan videre omfatte tildekking av utstyret og rammen under transporten gjennom sjøen. Fremgangsmåten kan omfatte konstruering av sidevegger på en del av fartøyet som er innrettet til å bli nedsenket i bruk, for derved å definere en fordypning under fartøyet. Fremgangsmåten kan omfatte å beskytte rammen og utstyret i fordypningen. Fremgangsmåten kan omfatte å avlede strømning vekk fra sammenstillingen og rundt den nedsenkede delen til fartøyet under bruk.
Fremgangsmåten kan omfatte å tilføye oppdrift til i det minste en av: fartøyet; utstyret; og rammen.
Fremgangsmåten kan omfatte å frembringe en åpning i skroget til fartøyet for å romme i det minste en del av rammen i åpningen. Fartøyet kan være et hovedsakelig flatbunnet fartøy så som en pram eller pongtong.
Før trinn (e) kan sammenstillingen parkeres tilstøtende installasjonsstedet, avventende tilkobling av sammenstillingen til installasjonsinnretningene.
Ifølge trinn (e) kan fremgangsmåtene omfatte kobling av sammenstillingen til et installasjonsfartøy og kan omfatte kobling av sammenstillingen til en kran frembrakt på installasjonsfartøy et.
Etterfølgende trinn (f) kan fremgangsmåtene omfatte løsgjøring av rammen fra utstyret. Fremgangsmåten kan omfatte å omdreie kjevene til fullklemmedelen til en åpen sammenstilling og derved løsgjøring av utstyret.
Fremgangsmåten kan videre omfatte opphenting av rammen. Rammen kan opp-hentes ved bruk av installasjonsinnretningen. Rammen kan transporteres til land ved bruk av fartøyet. Fremgangsmåten kan videre omfatte omarbeiding av rammen for bruk ved andre deler til utstyret som skal installeres undervann.
Utstyret som skal installeres under vann kan omfatte en undervannstilkobling med endetermineringer for tilkobling av to undervannsinstallasjoner.
"Undervanns" eller "sjø" som benyttes heri er ment å referere til hvilket som helst legeme av væske som kan inneholde vann (ferskvann eller saltvann eller annet) og "sjøbunn" er ment å referere til en lavere overflate til "sjøen" som definert heri.
En utførelse av oppfinnelsen skal nå beskrives med henvisning til og som vist i de vedlagte tegninger, hvori: Fig 1 viser et sideriss av en rammesammenstilling som understøtter et skjøterør,
Fig 2 viser et sideriss av detalj A i Fig 1,
Fig 3 viser et frontriss av rammesammenstillingen i Fig 1,
Fig 4 viser et planriss av rammesammenstillingen i Fig 1,
Fig 5 viser et delsnitt av en pongtong og en del av rammesammenstillingen i Fig 1,
Fig 6 viser et delsnitt av pongtongen perpendikulært til det som er vist i Fig 5,
Fig 7 viser et planriss av pongtongen i Fig 5 som viser del av
rammesammenstillingen derunder,
Fig 8 til 17 viser etterfølgende trinn som illustrerer fremgangsmåten i samsvar med det første aspektet ifølge oppfinnelsen,
Fig 18 viser et sideriss av detalj A i Fig 2 med en halvklemmedel fjernet,
Fig 19 viser et sideriss av Fig 18 med en fullklemmedel i en åpen sammenstilling som derved frigjør skjøterøret, og
Fig 20 viser et enderiss av fullklemmedelen i Fig 19 i åpen sammenstilling.
Et skjøterør 20 i samsvar med den foreliggende utførelse er en rørledning med en liten boring som er utformet og fremstilt med de nødvendige dimensjonene for å koble en bestemt rørledning sin endeterminering 110 til en undervannsmanifold 112 (vist i Fig 13-17) for å muliggjøre fluidkommunikasjon derimellom. Skjøterøret 20 er fremstilt med to endedeler 22, 24 som understøtter de nødvendige endetermineringer i den korrekte orienteringen for sammenkobling med rørledningens endeterminering 110 og undervannsmanifolden 112.
En rammesammenstilling er vist generelt ved 10 i Fig 1. Rammesammenstillingen 10 er frembrakt i to deler: En skjøteramme 30; og en andre struktur i form av en fremføringsramme eller slede 12.
Sleden 12 er konstruert i samsvar med de spesifikke dimensjonene til skjøterøret 20. Sleden 12 har glideskinner 14 som er anordnet til å ligge parallelt til overflaten av bakken eller sjøbunnen 94 under bruk. Glideskinne 14 har opphøyde ender 13 ved front og bakkant til sleden 12, for å lette bevegelse av sleden 12 over en overflate. Et antall oppstående støtter 16 rager perpendikulært til glideskinnene 14. Hver av disse støttende 16 er anordnet ved den påkrevde høyde og posisjon korresponderende til formen av skjøterøret 12 som skal understøttes i rammesammenstillingen 10. En øvre ende til hver støtte 16 understøtter en halvklemmedel 18 i form av en hul semisylindrisk del. Den indre diameteren til halvklemmedelen 18 er utformet for å romme en del av skjøterøret 20. Kantene til halvklemmedelen 18 er utstyrt med tenner 19 som har en tversgående sylindrisk passasje (ikke vist) som strekker seg derigjennom for å motta en hydraulisk opererbar låsepinn 38 som er uttrekkbar og inntrekkbar gjennom passasjen. Sleden 12 er også utstyrt med hensiktsmessig plasserte festebøyler (ikke vist) for feste av fortøyningsliner og opphentingsliner dertil.
Skjøterammen 30 er også fremstilt i samsvar med de spesifikke dimensjonene til skjøterøret 20. Skjøterammen 30 omfatter tre lengder av hovedsakelig koplanare, parallelle føtter 31. Føttene 31 er anordnet til å kontakte overflaten eller sjøbunnen hvor skjøterammen 30 er parkert under bruk, for å opprettholde skjøterammen 30 i en stående orientering. Føttene 31 understøtter oppstående avstivere 33 som er hovedsakelig perpendikulær til planet til føttene 31. De oppstående avstiverne 33 er koblet til kryssende avstivere 39 som er anordnet hovedsakelig perpendikulært til avstiverne 33. Et antall støtter 32 rager nedover fra de kryssende avstiverne 39. Støttene 32 er parallelt til avstiverne 33.
Hver støtte 32 til skjøterammen understøtter en klemme. Klemmen omfatter en halvklemmedel 34 som er integrert utformet med en fullklemmedel 36. Hver halvklemmedel 34 er hovedsakelig hul og semisylindrisk og har ender som er utstyrt med tenner 35 som sammenpasser med tennene 19 frembrakt på halvklemmedelen 18 til sleden 12. Tilsvarende har tennene 35 en sentralt anordnet sylindrisk passasje som strekker seg derigjennom for å romme den hydraulisk opererbare låsepinnen 38 for derved å låse tennene 19 på halvklemmedelen 18 til tennene 35 til halvklemmedelen 34.
Fullklemmedelen 36 er hovedsakelig sylindrisk, hul og innrettet til å omgi skjøterøret 20. Fullklemmedelen 36 (se Fig 20) omfatter en øvre kjeve 36u, og nedre kjeve 36I som er omdreibar om et hengsel 39 relativ til den øvre kjeven 36u. Ledekantene til kjevene 36u, 36I er utstyrt med sammenkoblende tenner 37. Kjevene 36u, 36I er omdreibar mellom en åpen sammenstilling hvori ledekantene er atskilt fra hverandre for derved å løsgjøre eller tillate innføring av skjøterøret 20 i klemmen, og en lukket sammenstilling hvori kantene er brakt sammen for å opprettholde skjøterøret 20 i kjevene 36u, 36I. Fullklemmedelen 36 er låsbar i den lukkede sammenstillingen ved hjelp av et hydraulisk låsearrangement 40.
Løfterammen 30 har en løftedel 41 som har løftepunkter anordnet derpå for å sikre en jevn løft av rammesammenstillingen 10. To vinsjer 44, 45 er frembrakt på motstående sider mot frontenden til skjøterammen 30. To videre vinsjer 46, 47 på motstående sider er frembrakt mot bakenden til skjøterammen 30. En dokking-stasjon 48 for et fjernoperert fartøy (ROV) er sentralt anordnet langs en side til skjøterammen som vist i Fig 3 og 4. Dokkingstasjonen 48 for nevnte ROV har et ROV opererbart panel for tilførsel av kraft og for operasjon av et kontrollsystem. Flere kamera og lyssammenstillinger 52 er også festet rundt skjøterammen 30 for å frembringe visuell tilbakemelding til overflaten.
Fig 5-7 viser et flatbunnet fartøy så som en lekter eller en pongtong 60 som er utstyrt med tankrom av tilstrekkelig oppdrift til å understøtte skjøterammen 30 og den påfestede skjøten 20. Pongtongen 60 har en moonpool 60 eller åpning i skroget som tillater aksess til den underliggende sjøen. På dekket til pongtongen 60 er et tårn 64 konstruert rundt moonpoolen 62. En hivkompenserende vinsj 72 er festet til dekket til pongtongen 60 og har en vinsjline 76 festet dertil som løper gjennom en trinse 74 understøttet av tårnet 64. To skjøterørslåser 66 er frembrakt på motstående sider av moonpoolen 62 for å fastlåse skjøterørsrammen 30 til pongtongen 60. En strøm-avleder 70 er frembrakt under frontenden til pongtongen 60 som vender mot bevegelsesretningen til pongtongen 60. Strømavdelingen 70 har sidevegger 82 som strekker seg langs en del av to motstående sider til pongtongen 60. Strømavdelingen 70 og sideveggene 82 definerer en fordypning 80 hvori en del av spolerammen 30 og spolerøret 20 kan lagres under transportering.
Før utsetning blir spolerørets 20 dimensjoner og endetermineringer sine orienter-inger bestemt og spolerøret 20 blir konstruert på land. Tilsvarende blir den spesial-lagde spolerørsrammen 30 og sleden 12 konstruert i samsvar med dimensjonene til spolerøret 20.
Spolerøret 20 blir deretter anordnet på halvklemmedelene 18 frembrakt på de oppstående støttende 16 til sleden 12. Kjevene 36u, 36I til fullklemmedelen 36 omdreies om hengselen 39 for å sikre at kjevene 36u, 36I beveges til den åpne sammenstillingen. Spolerørsrammen 30 blir deretter senket ned på plass over spolerøret 20 slik at de nedoverragende støttende 32 er innrettet med aksen til de oppstående støttende 16 til sleden 12 og tennene 19 på halvklemmedelen 18 og tennene 35 på halvklemmedelen 34 griper inn i hverandre. Halvklemmedelene 18, 34 kan låses inn i sikker tilkobling ved aktivering av den hydrauliske låsepinnen 38 for tilkobling med den sentralt anordnede passasjen som strekker seg gjennom tennene 19,35. Den nedre kjeven 36I til fullklemmedelen 36 omdreies om hengselet 39 fra den åpne sammenstillingen til den lukkede sammenstillingen for å gripe inn i tennene 37. Det hydrauliske låsearrangement 40 kan aktiveres for å lukke og låse kjevene 36u, 36I til fullklemmedelen 36. Dette sikrer at spolerøret 20 er fast plassert i rammesammenstillingen 10. Spolerørsrammen 30 er anordnet på sleden 12 slik at lasten overføres til sleden 12. Vinsjlinen 76 fra den hivkompenserende vinsjen 72 på pongtongen 60 blir på nytt festet til løftedelen 41 til spolerørsrammen 30.
En taueline 96 blir festet til fronten av sleden 12 og en gjenvinningsline 98 festes til den bakre enden av sleden 12, som vist i Fig 8. En sleper (ikke vist) blir festet til den andre enden av tauelinen 96 og rammesammenstillingen 10 trekkes slik at glideskinnene 14 beveges langs land, over strandlinjen og inn i sjøen 90. Slepebåten trekker deretter rammesammenstillingen 10 langs sjøbunnen 94 til et forhånds-preparert sted i vannet som er tilstrekkelig dypt (omtrent 20 til 30 meter) for at pongtongen 60 skal parkeres over rammesammenstillingen 10. Pongtongen 60 manøvreres over rammesammenstillingen 10 slik at rammesammenstillingen 10 er posisjonert direkte under fordypningen 80. Slakket i vinsjlinen 76 som varforhånds-festet til løftedelen 41 blir vedvarende tatt opp av den hivkompenserende vinsjen 72 via trinsen 74 festet til tårnet 64 (se Fig 9).
En work dass ROV 100 senkes mot rammesammenstillingen 10 og kobles med den hydrauliske låsemekanismen for å trekke ut pinnene 38 fra kanalen gjennom tennene 19, 35 (Fig 18). Dette løsgjør halvklemmedelen 18 til sleden 12 fra halvklemmedelen 34 til spolerørsrammen 30. Således at sleden 12 frakobles fra spolerørsrammen 30 og spolerørstykket 20, som holdes fast av klemmene 36 i den lukkede sammenstillingen. Vinsjen 72 aktiveres for å løfte spolerørsrammen 30 og spolerørstykket 20 i fordypningen 80 slik at løftedelen 41 rommes i moonpoolen 62 (Fig 10). Spolerørsrammen 30 opprettholdes i denne posisjonen av spolerørslåsene 36 frembrakt på pongtongen 60. Sleden 12 blir deretter opphentet for bruk av den forhåndsinstallerte gjenvinningslinen 98 og returnert til byggeplassen på land hvor den kan bearbeides for bruk med et annet spolerør.
Pongtongen 60 blir deretter tauet til området til installasjonsstedet for spolerørstykket 20. Ettersom spolerørsrammen 30 og det festede spolerørstykket 20 blir tauet gjennom sjøen 90, og siden spolerørstykket 20 er nedsenket og lagret i fordypningen 80 under pongtongen 60, blir spolerørstykket 20 transportert under sprøytsonen, som derved hovedsakelig beskytter det fra skade av bølgepåvirkning. Spolerørstykket 20 er også beskyttet under transportering av strømavlederslisken 70 og de beskyttende sideveggene 82.
På installasjonsstedet bindes pongtongen 60 opp til et utsettingsfartøy (ikke vist). Utsettingsfartøyet blir derved manøvrert inn i den nødvendige posisjonen over installasjonsstedet. Den hivkompenserende vinsjen 72 opptar endringer i strekket til vinsjvaieren 76 på grunn av hiv av pongtongen 60 til sjøen 90. Spolerørsrammen 30 og spolerørstykket 20 senkes fra pongtongen 60 inn på sjøbunnen 94 (Fig 11) hvor spolerørsrammen 30 og det tilfestede spolerørstykket 20 blir parkert neddykket og vinsjvaieren 76 blir frakoblet. Pongtongen 60 blir deretter holdt avventende opphenting av spolerørsrammen 30.
En installasjonsvinsjline 102 fra installasjonsfartøyet festes til løftedelen 41 til spolerørsrammen 30 for å koble spolerørsrammen 30 til en installasjonsinnretning (ikke vist) i form av en frigjørings og gjenvinningsvinsj (eller kran) for å fullføre installasjonsoperasjonen (Fig 12). På grunn av at spolerørsrammen 30 og spolerørstykket 20 er nedsenket i sjøen 90 er deres effektive vekt redusert.
Videre kan valgfritt vekten av spolerørsrammen 30 videre reduseres ved å innarbeide oppdrift i spolerørsrammen 30 og/eller spolerøret 20. Reduksjonen i den effektive vekten til spolerørsrammen 30 og spolerøret 20 kombinert med det faktum at operasjonen med å installere spolerøret 20 utføres undervanns, betyr at last-kapasiteten og nødvendig rekkevidde til kranen blir betydelig redusert sammenlignet med konvensjonelle operasjoner. Fartøyet løfter spolerørsrammen 30 fra sin neddykkede, parkerte posisjon på sjøbunnen og plasserer spolerørsrammen 30 og spolerøret 20 over installasjonsstedet. Alternativt kan installasjonsinnretningen være i form av en vinsj i stedet for en kran for å videre redusere kostnadene med installasjonsoperasjonen.
En første ROV (ikke vist) dokkes på ROV panelet 48 til spolerørsrammen 30 for å kraftsette og kontrollere de fire hjørnevinsjene 44, 45, 46, 47 og lys og kamera sammenstillingene 52. En andre ROV (ikke vist) flytter vinsjlinene 118 til forhånds-lagte klumpvekter 114, 115 i området til installasjonsstedet for derved å koble vinsjene 44,45 til klumpvektenel 14, 115. Den andre ROV flytter deretter vinsjlinene 118 mellom vinsjen 46 og rørledningens endeterminering 110 og mellom vinsjen 147 og undervannsmanifolden 112 for derved å koble spolerørsrammen 30 til installasjonsmålene (Fig 13). Spolerørsrammen 30 manøvreres ved bruk av vinsjlinen 102 koblet til overflatefartøyet i kombinasjon med de fire hjørnevinsjene 44, 45, 46, 47 (Fig 14) visuell tilbakemelding frembringes av lys og kamerasammen-stillingene 52 og den andre ROV. Posisjonen til spolerørsrammen 30 blir således justert inntil spolerøret 20 sin endeterminering 24 er umiddelbar tilstøtende rørledningen sin endeterminering 110 og det andre spolerøret 20 sin endeterminering 22 er umiddelbart tilstøtende undervannsmanifolden 112 (Fig 15). Tilkoblingene mellom endetermineringene utføres deretter av den andre ROV. Endetermineringene 22, 24 til spolerøret 20 og/eller rørledningen sin endeterminering 110 og undervannsmanifolden 112 kan utstyres med styringsenheter for å lette tilkobling av spolerøret 20 til tross for en skjev innstilling. På denne måten ledes spolerøret 20 inn i posisjon relativt til rørledningens endeterminering 110 og undervannsmanifolden 112 mens det ivaretas for noe aksialt og/eller radial og/eller vinkelmessig feilinnretning.
Den andre ROV løsgjør de hydrauliske låsepinnene 40 for å omdreie den nedre kjeven 361 om hengselen 39 for derved å bevege fullklemmedelene 36 inn i den åpne sammenstillingen og å løsgjøre spolerøret 20 fra spolerøresrammen 30, (Fig 16, 17, 19). Den andre ROV løsgjør deretter vinsjlinene 118 fra deres festepunkter på rørledningens endeterminering 110, undervannsmanifolden 112 og klumpvektene 114,115. Første ROV blir også løsgjort fra kontrollpanelet 48.
Spolerørsrammen 30 blir deretter igjen parkert neddykket på sjøbunnen 94 og installasjonsvinsjlinen 102 som fester spolerørsrammen 30 til installasjonsfartøyet blir frakoblet. Pongtongen 60 blir deretter igjen koblet til spolerørsrammen 30 via vinsjlinen 76 og spolerørsrammen 30 gjeninntas inn i fordypningen 80 til pongtongen 60, som deretter transporteres spolerørsrammen 30 til land hvor spolerørsrammen 30 kan bearbeides for bruk med et annet spolerørstykke.
Claims (23)
1.
Fremgangsmåte for installering av et skjøterør (20) under vann, hvilket skjøterør er forsynt med endetermineringer (22,24),karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter trinnene: (a) å sammenstille skjøterøret i en ramme (30) og å holde endetermineringene (22,24) til skjøterøret i rammen i den korrekte orienteringen i forhold til hverandre for sammenkobling med undersjøiske installasjoner (110,112), (b) å senke ned i sjøen i det minste en del av en sammenstilling omfattende rammen og skjøterøret, (c) å koble den i det minste delvis nedsenkede sammenstillingen til et fartøy (60), (d) å transportere den i det minste delvis nedsenkede sammenstillingen tilstøtende et undervannsinstallasjonssted (110,112), (e) å koble sammenstillingen til en installasjonsinnretning, (f) å installere skjøterøret på installasjonsstedet ved bruk av
installasjonsinnretningen, (g) å manøvrere rammen (30) for derved å posisjonere skjøterøret slik at endetermineringene til skjøterøret plasseres umiddelbart tilstøtende de respektive undersjøiske installasjonene (110,112), og (h) å koble endetermineringene til de undersjøiske installasjonene mens skjøterøret blir holdt i posisjon i rammen.
2.
Fremgangsmåte i samsvar med krav 1,karakterisert vedat trinnet (a) omfatter å sammenstille skjøterøret i rammen på land.
3.
Fremgangsmåte i samsvar med krav 1 eller 2,karakterisert vedat trinn (a) omfatter å understøtte skjøterøret på en andre struktur (12) og å koble rammen til den andre strukturen og skjøterøret.
4.
Fremgangsmåte i samsvar med krav 3,karakterisert vedat trinnet (b) omfatter å taue den andre strukturen inn i sjøen og deretter frakoble den andre strukturen fra rammen.
5.
Fremgangsmåte i samsvar med krav 4,karakterisert vedå omfatte å feste en gjenvinningsline til den andre strukturen, å gjenvinne den andre strukturen etter frakobling fra rammen og å bearbeide den andre strukturen for bruk med andre komponenter av utstyr.
6.
Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat trinnet (c) omfatter å låse rammen til fartøyet.
7.
Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat trinnet (d) omfatter å transportere utstyret undersjøsprøytsonen.
8.
Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter å verne skjøterøret og rammen under transportering gjennom sjøen.
9.
Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter å konstruere sidevegger på en del av fartøyet som er innrettet til å bli nedsenket under bruk, for derved å definere en fordypning under fartøyet, og å verne rammen og skjøterøret i fordypningen.
10.
Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter å avlede strømmen vekk fra sammenstillingen og rundt den nedsenkede delen til fartøyet under bruk.
11.
Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter å tilføye oppdrift til i det minste en av fartøyet, utstyret, og rammen.
12.
Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat før trinn (e) omfatter fremgangsmåten å parkere sammenstillingen tilstøtende installasjonsstedet, og trinn (e) omfatter kobling av sammenstillingen til en kran frembrakt på installasjonsfartøyet.
13.
Fremgangsmåte i samsvar med et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat etterfølgende trinn (f) omfatter fremgangsmåten å løsgjøre rammen fra skjøterøret, å gjenvinne rammen og å bearbeide rammen for bruk med andre komponenter av utstyr.
14.
Ramme (30) for å understøtte et skjøterør (20) forsynt med endetermineringer (22,24) for kopling til undersjøiske installasjoner (110,112),karakterisertv ed at rammen er utformet til å samsvare med dimensjonene til skjøterøret som skal understøttes, slik at endetermineringene til skjøterøret blir holdt i rammen i den korrekte orienteringen i forhold til hverandre for sammenkobling med de undersjøiske installasjonene, og rammen omfatter i det minste én klemme, hvor klemmen omfatter en første halvklemmedel (34) for løsgjørbar tilkobling med en andre halvklemmedel (18) til en andre struktur (12) og videre omfatter en fullklemmedel (36) for å klemme rundt og understøtte skjøterøret i rammen, og hvori rammen videre er forsynt med en manøvreringsinnretning som virker til å manøvrere rammen og derved posisjonere skjøterøret støttet av rammen i en posisjon i hvilken endetermineringene blir plassert umiddelbart tilstøtende respektive undersjøiske installasjoner for å tillate dannelse av koblingen mellom endetermineringene til skjøterøret og de undersjøiske installasjonene.
15.
Ramme i samsvar med krav 14,karakterisert vedat fullklemmedelen omfatter to hengslede kjever (36u,36l) som er omdreibare om hengslene (39) mellom en åpen sammenstilling i hvilken en ledekant til hver kjeve er atskilt fra ledekanten til den andre kjeven og en lukket sammenstilling i hvilken ledekantene til kjevene er brakt sammen for derved å omgi skjøterøret i fullklemmedelen, og hvori fullklemmedelen er utstyrt med en låseanordning (40) for å låse kjevene i fast tilkobling i den lukkede sammenstillingen.
16.
Ramme i samsvar med krav 15,karakterisert vedat låseanordningen omfatter en hydraulisk opererbar låsesylinder.
17.
Ramme i samsvar med et hvilket som helst av kravene 14 til 16, karakteriser t ved at den første halvklemmedelen og fullklemmedelen er integrert utformet.
18.
Ramme i samsvar med et hvilket som helst av kravene 14 til 17, karakteriser t ved at den første halvklemmedelen omfatter to ledekanter som er innrettet til å kobles motto ledekanter til den andre halvklemmedelen på den andre strukturen, og hvori ledekantene til de første og andre halvklemmedeler er utstyrt med sammenlåsende tenner (19,35).
19.
Ramme i samsvar med et hvilket som helst av kravene 14 til 18, karakteriser t ved at den første halvklemmedelen er utstyrt med et låsearrangement for å låse den første halvklemmedelen og den andre halvklemmedelen i fast tilkobling, hvori låsearrangementet omfatter en passasje gjennom hver ledekant til den første halvklemmedelen som strekker seg gjennom ledekanten til den andre halvklemmedelen, hvori hver passasje rommer en uttrekkbar låsepinn (38).
20.
Ramme i samsvar med et hvilket som helst av kravene 14 til 19, karakteriser t ved at rammen omfatter to eller flere føtter for å understøtte rammen på en overflate og rammen er konstruert til å overføre lasten gjennom føttene når rammen står oppreist og er understøttet på en overflate i bruk.
21.
Ramme i samsvar med et hvilket som helst av kravene 14 til 20, karakteriser t ved at rammen omfatter en løftedel utstyrt med minst et løftepunkt, valgt slik at rammen kan opphenges i sjøen fra det minst ene løftepunktet.
22.
Rammesammenstilling (10) for å understøtte utstyrt omfattende rammen i samsvar med et hvilket som helst av kravene 14 til 21, og en andre struktur, karakteris ert ved at den andre strukturen er innrettet til å bære lasten av rammen når den andre halvklemmedelen og den første halvklemmedelen til rammen er i tilkobling under bruk.
23.
Rammesammenstilling i samsvar med krav 22,karakterisert vedat den andre strukturen er en fremføringsramme (12) utstyrt med minst en hovedsakelig plan glideskinne (14) anordnet til å kontakte en overflate under bruk og hvori den minst ene glideskinnen er utstyrt med oppoverrettete endedeler (13) langs i det minste en kant for å lette bevegelse av den andre strukturen langs en overflate.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB0615884.4A GB0615884D0 (en) | 2006-08-10 | 2006-08-10 | Method and frame |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20074089L NO20074089L (no) | 2008-02-11 |
NO340687B1 true NO340687B1 (no) | 2017-05-29 |
Family
ID=37056128
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20074089A NO340687B1 (no) | 2006-08-10 | 2007-08-07 | Subsea fundament og tilhørende fremgangsmåte |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8141643B2 (no) |
AU (1) | AU2007203495B2 (no) |
BR (1) | BRPI0703421B1 (no) |
GB (2) | GB0615884D0 (no) |
NO (1) | NO340687B1 (no) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2932453B1 (fr) * | 2008-06-13 | 2010-05-28 | Technip France | Structure de transport et d'installation ou de recuperation d'un equipement sous-marin et procede de transport et d'installation ou de recuperation d'un equipement sous-marin |
GB2474989B (en) * | 2008-08-21 | 2012-12-12 | Shell Int Research | Subsea structure installation or removal |
GB2463697B (en) * | 2008-09-22 | 2012-06-27 | Technip France | Method of locating a subsea structure for deployment |
US20100116505A1 (en) * | 2008-10-29 | 2010-05-13 | Christopher Scott Clark | Control Package Container |
GB2469105B (en) * | 2009-04-02 | 2011-06-22 | Verderg Ltd | Apparatus and method for the connection of conduits |
US20110176874A1 (en) * | 2010-01-19 | 2011-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coiled Tubing Compensation System |
US9850729B2 (en) | 2010-06-30 | 2017-12-26 | Ruth IBANEZ | Blow-out preventer, and oil spill recovery management system |
US9109430B2 (en) * | 2010-06-30 | 2015-08-18 | Ruth C. Ibanez | Blow-out preventer, and oil spill recovery management system |
US20140290027A1 (en) * | 2011-07-13 | 2014-10-02 | Voga Tecnologia E Projetos Ltda Epp | Method and a system for the fabrication and/or assembly of pipe |
GB2509165B (en) * | 2012-12-21 | 2018-01-24 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of well fluids |
GB2522197B (en) | 2014-01-15 | 2018-08-01 | Acergy France SAS | Transportation and installation of subsea rigid tie-in connections |
US20160003011A1 (en) * | 2014-07-01 | 2016-01-07 | Conocophillips Company | Equipment transport assembly for drilling operations and method of transporting equipment |
NO338834B1 (no) * | 2014-09-19 | 2016-10-24 | Aker Subsea As | En håndteringsanordning for en installerbar og opphentbar undervannsanordning |
GB2532028B (en) | 2014-11-05 | 2017-07-26 | Subsea 7 Norway As | Transportation and installation of heavy subsea structures |
US10267124B2 (en) | 2016-12-13 | 2019-04-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Subsea live hydrocarbon fluid retrieval system and method |
CN111301645A (zh) * | 2020-03-24 | 2020-06-19 | 杭州海询科技有限公司 | 海床基 |
EP4182539A1 (en) * | 2020-07-16 | 2023-05-24 | Gregg Drilling, LLC | Geotechnical rig systems and methods |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4412370A (en) * | 1981-06-19 | 1983-11-01 | Speirs Graeme K | Clamps |
US6142708A (en) * | 1999-05-19 | 2000-11-07 | Oil States Industries Inc. | Rotating porch for subsea branch and termination pipeline connections |
GB2403976A (en) * | 2003-07-16 | 2005-01-19 | Engineering Business Ltd | Frame apparatus for deploying a sub-sea structure |
Family Cites Families (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3204417A (en) * | 1963-10-28 | 1965-09-07 | Gunther And Shirley Company | Underwater pipe laying apparatus |
US3267682A (en) * | 1964-12-21 | 1966-08-23 | Gunther And Shirley Company | Method of submarine pipe laying |
US3529731A (en) * | 1968-09-27 | 1970-09-22 | Charles Penny | Pipe handling apparatus |
US3641777A (en) * | 1969-07-15 | 1972-02-15 | Taylor Diving & Salvage Co | Method and apparatus for working on submerged conduit means |
US3657786A (en) * | 1970-03-11 | 1972-04-25 | George C Wiswell Jr | Laying of subaqueous pipe |
FR2253976B1 (no) * | 1973-12-05 | 1976-11-19 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
US3987638A (en) * | 1974-10-09 | 1976-10-26 | Exxon Production Research Company | Subsea structure and method for installing the structure and recovering the structure from the sea floor |
GB1498790A (en) * | 1974-09-27 | 1978-01-25 | British Petroleum Co | Pipelines |
GB1543578A (en) * | 1975-06-13 | 1979-04-04 | British Petroleum Co | Method of connecting pipes underwater |
US4075862A (en) * | 1976-09-15 | 1978-02-28 | Fmc Corporation | Method and apparatus for installing underwater flowlines |
US4218158A (en) * | 1977-10-14 | 1980-08-19 | Tesson Prosper A | Pipe handling method and apparatus |
US4197033A (en) * | 1978-02-22 | 1980-04-08 | Raymond International Builders, Inc. | Method of installing a pipeline |
IT1109854B (it) * | 1979-01-08 | 1985-12-23 | Saipem Spa | Metodo per riparare una tubazione danneggiata posata su alti fondali del mare ed apparecchiature per la sua realizzazione |
US4474507A (en) * | 1979-06-14 | 1984-10-02 | Conoco Inc. | Flow line bundle and method of towing same |
US4377354A (en) * | 1979-06-14 | 1983-03-22 | Conoco Inc. | Flow line bundle and method of towing same |
US4363566A (en) * | 1979-06-14 | 1982-12-14 | Conoco Inc. | Flow line bundle and method of towing same |
FR2488973B1 (fr) * | 1980-08-22 | 1985-09-06 | Petroles Cie Francaise | Procede et dispositif d'intervention sur une conduite sous-marine |
US4459065A (en) * | 1981-04-30 | 1984-07-10 | Conoco Inc. | Subsea winching apparatus and method |
US4465400A (en) * | 1981-12-30 | 1984-08-14 | Guy F. Atkinson Company | Method and means for laying an underwater pipeline |
GB2159922B (en) * | 1984-06-05 | 1988-07-06 | Shell Int Research | An apparatus and a method for removing a component from, or placing a component on, an underwater valve |
US4559716A (en) * | 1984-06-18 | 1985-12-24 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for determining the distance and angular orientation between two structurally unconnected members |
US4602893A (en) * | 1985-02-19 | 1986-07-29 | Shell Offshore Inc. | Ring gasket installation tool |
GB2200672B (en) * | 1986-09-10 | 1991-01-23 | David Sidney Dallimer | Apparatus for installing marine silos |
US4797035A (en) * | 1987-06-05 | 1989-01-10 | Conoco Inc. | Method of installing a template on the seafloor |
BR9005131A (pt) * | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Ferramenta para conexoes simultaneas |
BR9005129A (pt) * | 1990-10-12 | 1992-06-30 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema submarino de producao e metodo de conexao de linhas entre um manifold e pocos satelites adjacentes |
US5458440A (en) * | 1993-03-29 | 1995-10-17 | Shell Oil Company | Offshore pipeline system |
US5518340A (en) * | 1993-04-29 | 1996-05-21 | Sonsub International Management, Inc. | Pipe support frame |
US5730551A (en) * | 1995-11-14 | 1998-03-24 | Fmc Corporation | Subsea connector system and method for coupling subsea conduits |
US5707174A (en) * | 1996-04-08 | 1998-01-13 | At&T | Underwater cable burial machine using a single cable for towing and lifting |
NO306289B1 (no) * | 1996-12-18 | 1999-10-18 | Offshore Shuttle As | FremgangsmÕte og transportör til bruk ved installasjon eller fjerning av et understell for en offshoreplattform |
US6767165B1 (en) * | 1998-04-03 | 2004-07-27 | Sonsub International Ltd. | Method and apparatus for connecting underwater conduits |
US5971665A (en) * | 1998-10-05 | 1999-10-26 | Oceaneering International Inc. | Cable-laying apparatus and method |
US6397948B1 (en) * | 1998-11-03 | 2002-06-04 | Fmc Technologies, Inc. | Shearing arrangement for subsea umbilicals |
NO20000831L (no) * | 1999-03-25 | 2000-09-26 | Pgs Offshore Technology As | Produksjonsplattform med brønnventiler pÕ dekk |
US6290432B1 (en) * | 1999-04-06 | 2001-09-18 | Williams Field Services Gulf Coast Company, L.P. | Diverless subsea hot tap system |
NO20002065L (no) * | 2000-04-18 | 2001-10-19 | Kongsberg Offshore As | Fremgangsmåte for tilkobling av undersjöiske rörledninger samt et verktöy for slik tilkobling |
US6405802B1 (en) * | 2000-05-31 | 2002-06-18 | Fmc Corporation | Subsea flowline jumper handling apparatus |
US6443660B1 (en) * | 2000-11-27 | 2002-09-03 | Oceaneering International, Inc. | Method and system for manipulating an object located underwater |
US6588980B2 (en) * | 2001-05-15 | 2003-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Underwater cable deployment system and method |
US7445404B2 (en) * | 2001-11-06 | 2008-11-04 | Acergy Uk Limited | Remote bolted flange connection apparatus and methods of operation thereof |
US6742594B2 (en) * | 2002-02-06 | 2004-06-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Flowline jumper for subsea well |
BR0300993B1 (pt) * | 2002-02-28 | 2014-01-14 | Tambor lançável submarino para assentamento de dutos | |
US6752100B2 (en) * | 2002-05-28 | 2004-06-22 | Shell Oil Company | Apparatuses and methods of deploying and installing subsea equipment |
US6763890B2 (en) * | 2002-06-04 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modular coiled tubing system for drilling and production platforms |
US6718997B2 (en) * | 2002-07-08 | 2004-04-13 | Trigen Boston Energy Corporation | Metering and pressure reduction piping system |
US6793019B2 (en) * | 2002-07-10 | 2004-09-21 | Abb Offshore Systems, Inc. | Tapered ramp positive lock latch mechanism |
US7677623B2 (en) * | 2003-02-24 | 2010-03-16 | Sonsub Inc. | Active rigging device |
US6902199B2 (en) * | 2003-05-16 | 2005-06-07 | Offshore Systems Inc. | ROV activated subsea connector |
US6957929B1 (en) * | 2004-02-02 | 2005-10-25 | Kvaerner Oilfield Products, Inc. | Single and dual reel flying lead deployment apparatus |
US20070227740A1 (en) * | 2004-05-14 | 2007-10-04 | Fontenette Lionel M | Flying Lead Connector and Method for Making Subsea Connections |
US20060201679A1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-09-14 | Williams Michael R | Support member for subsea jumper installation, and methods of using same |
GB2440337B (en) * | 2006-01-21 | 2011-02-09 | Energy Equipment Corp | Method and apparatus for deploying a tubular |
-
2006
- 2006-08-10 GB GBGB0615884.4A patent/GB0615884D0/en not_active Ceased
-
2007
- 2007-07-18 GB GB0713946A patent/GB2440808B/en active Active
- 2007-07-26 AU AU2007203495A patent/AU2007203495B2/en active Active
- 2007-07-30 US US11/881,888 patent/US8141643B2/en active Active
- 2007-08-07 NO NO20074089A patent/NO340687B1/no unknown
- 2007-08-07 BR BRPI0703421-0A patent/BRPI0703421B1/pt active IP Right Grant
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4412370A (en) * | 1981-06-19 | 1983-11-01 | Speirs Graeme K | Clamps |
US6142708A (en) * | 1999-05-19 | 2000-11-07 | Oil States Industries Inc. | Rotating porch for subsea branch and termination pipeline connections |
GB2403976A (en) * | 2003-07-16 | 2005-01-19 | Engineering Business Ltd | Frame apparatus for deploying a sub-sea structure |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2440808B (en) | 2011-06-29 |
GB0713946D0 (en) | 2007-08-29 |
GB2440808A (en) | 2008-02-13 |
NO20074089L (no) | 2008-02-11 |
US20080035327A1 (en) | 2008-02-14 |
US8141643B2 (en) | 2012-03-27 |
BRPI0703421A (pt) | 2008-04-01 |
AU2007203495B2 (en) | 2013-07-11 |
AU2007203495A1 (en) | 2008-02-28 |
BRPI0703421B1 (pt) | 2019-07-09 |
GB0615884D0 (en) | 2006-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO340687B1 (no) | Subsea fundament og tilhørende fremgangsmåte | |
EP2005050B1 (en) | Marine pipeline installation system and methods | |
JP6448103B1 (ja) | Scrのテーパ状ストレスジョイントまたはフレックスジョイントを水面の上方に持ち上げる方法および装置 | |
AU2008215818B2 (en) | System usable with a pipe laying vessel | |
US7866274B2 (en) | Pile translating and launching system and method | |
NO162062B (no) | Offshore prosessfartoey, samt fremgangsmaate for drift av et offshore prosessfartoey. | |
US7997947B2 (en) | Deep water hydrocarbon transfer system | |
US9028173B2 (en) | Sub-sea apparatus and operating method | |
CN106015738B (zh) | 深海轻型j型海底管道铺设*** | |
US10150535B2 (en) | Systems, methods and units for offloading or loading cargo at sea | |
US20110097156A1 (en) | Pipe Laying Apparatus and Method | |
WO2011098828A1 (en) | Apparatus and method of laying pipeline | |
EP1265017B1 (en) | Deepwater installation vessel | |
RU2489303C2 (ru) | Система транспортировки углеводородов с поворотной стрелой | |
CN205877409U (zh) | 深海轻型j型海底管道铺设*** | |
GB2027781A (en) | Improvements in or Relating to Underwater Operations | |
NO151300B (no) | Fremgangsmaate ved offshore sammenkobling av roer naer havflaten og innretning for flukting av to roerender | |
NO330420B1 (no) | Sammenstilling og fremgangsmate for rorlegging | |
RU2274580C1 (ru) | Система эксплуатационного обслуживания морского технического средства | |
GB2483701A (en) | A line handling apparatus for mooring line connection |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: SUBSEA 7 LIMITED, GB |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: SUBSEA 7 LIMITED, GB |