NO20141318A1 - Håndtering av tunge undervannskonstruksjoner - 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.

Description

HÅNDTERING AV TUNGE UNDERVANNSKONSTRUKSJONER

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 2014/130320 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.

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.

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.

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.

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.

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.

Det er på denne bakgrunnen at oppfinnelsen er utviklet.

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.

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.

Det er hensiktsmessig at utstyret kan testes når konstruksjonen er i vannet før slepingen, eller er på land før den understøttes i vannet.

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.

Framgangsmåten kan også omfatte å løsne minst én ballasttank fra konstruksjonen når den befinner seg på sjøbunnen og berge denne ballasttanken på overflaten.

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.

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.

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.

Før bergingen av konstruksjonen kan det festes minst én ballasttank til den på sjøbunnen.

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.

Det er en fordel at likevektsstillingen kan justeres ved å kontrollere oppdriften til ballasttanker som er fordelt på langs eller på tvers av rammen.

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.

Noen utførelsesformer av oppfinnelsen forutsetter at konstruksjonens giring, slingring eller stamping kontrolleres under slepingen ved å bevege hydrodynamiske styreflater som virker på konstruksjonen.

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.

Det foretrekkes å inkorporere ballasttanken(e) i en bergbar modul som er festet avtakbart til rammen.

Minst én gasstank under trykk kan kobles pneumatisk til ballasttanken(e) gjennom injeksjonsventilen.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

For dypvanns- og/eller ultradypvannsløsninger kan ballasttankene trykksettes på forhånd med høyt trykk for å redusere den fulle virkningen av det utvendige vanntrykket.

Formen av skroget sikrer at koblingene for inn- eller utgående linjer beskyttes og gir enheten overtrålbare egenskaper.

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.

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.

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;

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;

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;

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;

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;

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;

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;

figur 16a og 16b er en sekvens av skjematiske framstillinger sett fra siden som viser et undersjøisk prosessanlegg satt ned på sjøbunnen med betydelig

skråstilling, samt en utstyrsenhet på det undersjøiske prosessanlegget henholdsvis før og etter vatring; og

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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».

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

8. Framgangsmåten ifølge krav 6 eller krav 7, etter at det først er festet minst én ballasttank til konstruksjonen på sjøbunnen.

9. Framgangsmåten ifølge noen av de foregående kravene, som omfatter å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen før slepingen.

10. Framgangsmåten ifølge noen av de foregående kravene, som omfatter å kontrollere oppdriften og/eller likevektsstillingen til konstruksjonen under slepingen.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

18. Det undersjøiske prosessanlegget ifølge krav 17, der ballasttanken(e) er inkorporert i en bergbar modul som er festet avtakbart til rammen.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.