Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов



Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов
Морская опорная конструкция с устройством для хранения и направления трубопроводов

 


Владельцы патента RU 2570790:

САИПЕМ С.А. (FR)

Изобретение относится к установленной в море опорной конструкции (1), оснащенной устройством (4) хранения гибких трубопроводов (3, 3a-3b-3c), используемых для перекачки нефтепродуктов. Опорная конструкция содержит первую несущую конструкцию (5), поддерживающую множество расположенных один над другим вращающихся дисков (4-1). С опорой на верхние стороны дисков по спирали намотаны гибкие трубопроводы. Вращающееся соединительное устройство (7) обеспечивает соединение между ближайшим к центру диска первым концом (3-1) гибкого трубопровода на диске и концом (8-1) передаточного трубопровода (8), который остается неподвижным при вращении диска. Направляющие средства (10,10a,10b,10c) направляют участки (3-2) гибких трубопроводов, находящиеся снаружи от вращающихся дисков в продолжение остальных участков трубопроводов, опирающихся на диски, таким образом, что эти участки (3-2) трубопроводов на сходе с дисков расположены прямолинейно в различных положениях в параллельном борту горизонтальном направлении ( Y 1 Y 1 ' ) , на различных высотах и могут принимать различные направления (α123) своих осевых вертикальных плоскостей P1, P2, P3 относительно этого горизонтального направления, параллельного борту. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 19 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к опорной конструкции, установленной в открытом море жестко или на плаву, то есть опирающейся на морское дно или поставленной на якоря, причем опорная конструкция оснащена на поверхности устройством хранения и направления гибких трубопроводов, выполненным с возможностью хранения и направления множества гибких трубопроводов, предпочтительно, по меньшей мере, трех гибких трубопроводов, используемых для перекачки в море нефтепродуктов.

Устройство хранения и направления гибких трубопроводов, расположенное на борту опорной конструкции по изобретению, позволяет производить операции с гибкими трубопроводами для их хранения в намотанном состоянии между двумя перекачками текучей среды внутри гибких трубопроводов между плавучей опорной конструкцией и судном-перевозчиком и разматывать трубопроводы для выполнения этой перекачки текучей среды между плавучей опорной конструкцией и судном, предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана.

В частности, техническая область применения является областью разгрузки в морских условиях нефтепродуктов, включая жидкую сырую нефть или дизельное топливо или сжиженный газ, а именно сжиженный природный газ (СПГ), или газ в газообразном состоянии, от опорной конструкции, например, находящейся в области месторождения, к судну-перевозчику, расположенному параллельно или в тандеме, как будет объяснено дальше.

Более конкретно, эта техническая область изобретения является областью перекачки в морских условиях сжиженного природного газа (СПГ) при температуре до -165°C между плавучей опорной конструкцией, содержащей, по меньшей мере, один резервуар хранения сжиженного природного газа (СПГ) и судном, предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, расположенного в тандеме или рядом, то есть на определенном расстоянии от плавучей опорной конструкции на том же продольном направлении или параллельно ей.

Уровень техники

На нефтяных месторождениях в открытом море, расположенных на большом расстоянии от берега, нефтепродукты, такие как нефть или газ, обычно добывают, обрабатывают и хранят на борту плавучей опорной конструкции, в частности, так называемого типа плавучей платформы добычи, хранения и выгрузки (ППДХВХВ). В дальнейшем описании в целях упрощения будет использоваться термин «плавучая платформа добычи (ППДХВ)». При этом нефтепродукты, такие как нефть и/или газ, перевозят судами-перевозчиками, которые приходят регулярно, например, каждую неделю, для забора продуктов месторождения. Для этого в настоящее время используют три технологии.

Первая технология заключается в том, что на большом расстоянии от плавучей платформы добычи (ППДХВ), например, на расстоянии примерно 1000-1500 м, устанавливают буй, называемый загрузочным буем, связанный с плавучей платформой добычи (ППДХВ) подводными трубопроводами, и нефть или газ перекачивают в этот загрузочный буй по подводным трубопроводам. В этом случае судно-перевозчик устанавливают на якорь около загрузочного буя и затем загрузку производят через гибкие трубопроводы, соединяющие плавучий буй с морской поверхностью, при этом нефть или газ нагнетают насосом, расположенным на борту плавучей платформы добычи (ППДХВ), для загрузки судна-перевозчика.

Вторая технология заключается в том, что судно-перевозчик подходит к плавучей платформе добычи (ППДХВ) параллельно, то есть борт к борту. В этом случае перекачку производят либо с помощью загрузочных стрел шарнирно-сочлененного типа, как это производится во время перекачки в порту, либо по гибким трубопроводам небольшой длины.

Третья технология заключается в том, что судно-перевозчик располагают в тандеме с плавучей платформой добычи (ППДХВ), то есть судно-перевозчик позиционируют на оси плавучей платформы добычи (ППДХВ) на безопасном расстоянии, по меньшей мере, от 50 до 150 м, затем пришвартовывают к ней. После этого захватывают концы гибких трубопроводов, который проходят от плавучей опорной конструкции, где они присоединены к резервуару, для их присоединения на борту судна-перевозчика, так что нефть или газ может нагнетаться насосом от плавучей платформы добычи (ППДХВ) для загрузки судна-перевозчика.

На нефтяных месторождениях обычно оказывают предпочтение использованию загрузочного буя, но обычно в дополнение к нему предусматривают резервное устройство, которое может быть либо устройством параллельного соединения, то есть устройством для соединения с судном-перевозчиком, расположенным параллельно плавучей платформе добычи (ППДХВ), либо устройством тандемного соединения, то есть устройством соединения с судном-перевозчиком, расположенным в тандеме с плавучей платформой добычи (ППДХВ). Иногда могут быть предусмотрены даже два этих устройства.

В случае сырой нефти при всех конфигурациях соединительные трубопроводы, ведущие как к загрузочному бую, так и к судну-перевозчику, остаются заполненными либо сырой нефтью, либо нефтепродуктом, обычно дизельным топливом, которое заменяет сырую нефть, когда имеется риск застывания (при сырой нефти парафинового основания).

В отличие от этого, когда дело касается перекачки сжиженного газа типа сжиженного природного газа (СПГ) температуры -165°, передаточные устройства содержат, по меньшей мере, один соединительный трубопровод для сжиженного газа и один возвратный соединительный трубопровод, обычно меньшего диаметра, для отвода газов из резервуаров судна-перевозчика по мере их заполнения сжиженным природным газом (СПГ), в частности, газа метана, для его обратного сжижения на борту плавучей платформы добычи (ППДХВ). Кроме того, гибкие соединительные трубопроводы должны быть практически полностью опорожнены после разгрузки, чтобы устранить образование наледи на трубопроводах и особенно на механических соединительных устройствах этих трубопроводов. Помимо этого последние должны содержать специальную изоляцию для ограничения регазификации жидкого метана (СПГ) в ходе его перекачки. Поэтому для такой разгрузки предпочтительны схемы параллельного и тандемного расположения с соединительными устройствами, в которых соединительные трубопроводы являются не подводными, а плавучими на поверхности, причем эти трубопроводы имеют как можно меньшую длину.

Однако разгрузка с параллельным расположением является делом чрезвычайно тонким, так как приближение судна-перевозчика для позиционирования параллельно плавучей платформе добычи (ППДХВ) на расстоянии, равном, по меньшей мере 5 м, может производиться только в очень благоприятных морских условиях. При волнении на море перекачка становится невозможной, и если плавучая платформа добычи (ППДХВ) заполнена, это может приводить к необходимости остановки добычи, что представляет серьезный ущерб рентабельности установок для разработки нефтяных месторождений. В этом случае используются либо передаточные устройства, образованные известными передаточными стрелами, либо бортовые устройства плавучей платформы добычи (ППДХВ) с гибкими трубопроводами. Такое устройство для разгрузки при параллельном расположении описано в патентном документе EP 2239190.

Разгрузка при тандемном расположении намного надежнее, однако разгрузочные трубопроводы намного длиннее, так что сложнее производить с ними операции и хранить их на борту плавучей платформы добычи (ППДХВ). Для этих целей было разработано множество устройств хранения и направления на борту плавучей платформы добычи (ППДХВ). В некоторых их них используются крупные несущие конструкции шарнирного типа, поддерживающие множество жестких трубопроводов, которые включают в себя поворотные шарнирные сочленения, как это описано в патентном документе US 4393906.

Другие решения предусматривают использование жестких трубопроводов с поворотными или гибкими соединениями, расположенных в виде гирлянды между плавучей платформой добычи (ППДХВ) и судном-перевозчиком, как это раскрыто в патентном документе WO/01-04041.

Другой технической областью применения является область хранения сжиженного природного газа (СПГ) вблизи места использования, например, для отправки газа на сушу после регазификации или для его преобразования на месте в электроэнергию для перекачки электричества в локальную сеть. В этом случае судно разгружает свой груз сжиженного природного газа (СПГ), а плавучая опорная конструкция называется плавучей установкой для хранения и регазификации (ПУХР).

Раскрытие изобретения

Задачей настоящего изобретения является создание усовершенствованного разгрузочного устройства для перекачки текучей среды по параллельной или тандемной схеме между опорной конструкцией и судном-перевозчиком.

Более конкретно, задачей настоящего изобретения является создание морской опорной конструкции, оснащенной устройством поддержки и направления гибких трубопроводов, которое облегчает выполнение операций с этими трубопроводами для перекачки текучей среды между опорной конструкцией и судном-перевозчиком, а также хранение гибких трубопроводов на борту опорной конструкции между двумя циклами перекачки.

Проблема, на решение которой направлено изобретение заключается в том, чтобы создать устройство хранения и направления гибких трубопроводов, которое позволяет управляемым образом регулировать их натяжение и длину между плавучей опорной конструкцией и судном-перевозчиком таким образом, чтобы избегать взаимных помех множества соединительных гибких трубопроводов, проходящих от устройства хранения и направления между плавучей опорной конструкцией и судном-перевозчиком.

Для этого в соответствии с изобретением предложена установленная в море опорная конструкция, оснащенная устройством хранения и направления гибких трубопроводов, содержащим:

- первую несущую конструкцию, поддерживающую множество вращающихся дисков, расположенных один над другим,

- гибкие трубопроводы, которые намотаны или могут быть намотаны по плотной концентричной спирали увеличивающегося диаметра с опорой на верхние стороны дисков,

- вращающееся соединительное устройство, выполненное с возможностью обеспечивать соединение между, с одной стороны, ближайшим к центру диска первым концом гибкого трубопровода, намотанного на диск, причем первый конец трубопровода может приводиться во вращение вместе с вращающимся диском, и, с другой стороны, концом передаточного трубопровода, который остается неподвижным при приводе диска во вращение и предпочтительно сообщается, по меньшей мере, с одним первым резервуаром внутри опорной конструкции, и

- множество направляющих средств, выполненных с возможностью направлять участки трубопровода на сходе с каждого вращающегося диска в продолжение намотанных на дисках участков трубопроводов таким образом, что эти участки трубопроводов на сходе с различных вращающихся дисков расположены прямолинейно в различных положениях в параллельном борту горизонтальном направлении , на различных высотах и могут принимать различные направления α2, α2, α3 своих осевых вертикальных плоскостей P1, P2, P3 относительно этого горизонтального направления , параллельного борту.

Более конкретно, в соответствии с изобретением предложена опорная конструкция, установленная в море жестко или на плаву, оснащенная на поверхности устройством хранения и направления гибких трубопроводов, выполненным с возможностью хранения и направления множества гибких трубопроводов, предпочтительно, по меньшей мере, трех гибких трубопроводов, отличающаяся тем, что устройство хранения и направления содержит:

- первую несущую конструкцию, опирающуюся на палубу опорной конструкции или соединенную с ней вблизи борта опорной конструкции, предпочтительно вблизи продольной торцевой стенки опорной конструкции, причем первая несущая конструкция поддерживает множество вращающихся дисков, расположенных один над другим,

- при этом каждый вращающийся диск выполнен с возможностью механизированного привода первым мотором во вращение вокруг центральной вертикальной оси ZZ′ независимо от других дисков, предпочтительно вокруг одной и той же центральной вертикальной оси ZZ′, каждый вращающийся диск содержит центральное отверстие, над которым установлен центральный ствол, на который и вокруг которого гибкий трубопровод может быть намотан по плотной концентричной спирали увеличивающегося диаметра с опорой на верхнюю сторону диска, при этом центральное отверстие вращающегося диска снабжено вращающимся соединительным устройством, выполненным с возможностью обеспечивать соединение между, с одной стороны, ближайшим к центральному стволу первым концом гибкого трубопровода, намотанного вокруг центрального ствола, причем первый конец трубопровода может приводиться во вращение вместе с вращающимся диском, и, с другой стороны, концом стационарного передаточного трубопровода, другой конец которого сообщается, по меньшей мере, с одним первым резервуаром внутри опорной конструкции, и

- множество направляющих средств, причем каждое из направляющих средств выполнено с возможностью направлять участок трубопровода на сходе с каждого вращающегося диска в продолжение намотанного на диске участка трубопровода таким образом, что различные участки трубопроводов на сходе с различных вращающихся дисков расположены прямолинейно со смещением в различные положения в параллельном борту горизонтальном направлении , на различных высотах и могут принимать разные направления своих различных осевых вертикальных плоскостей относительно этого горизонтального направления , параллельного борту.

Следует понимать, что участок трубопровода на сходе с диска соответствует участку не намотанного трубопровода, находящемуся на продолжении последнего витка намотанного трубопровода в ходе наматывания или разматывания.

Устройства хранения и направления по изобретению имеют особые преимущества для расположения относительно друг друга и для независимого регулирования длины и/или натяжения различных трубопроводов, проходящих на сходе с дисков между дисками и вторыми концами гибких трубопроводов, сообщающимися со вторым судном, в частности, судном-перевозчиком, таким образом, что устранен риск их взаимных помех и особенно их запутывания в ходе разматывания и наматывания, соответственно перед протяжкой или после протяжки трубопроводов между плавучей опорной конструкцией и судном-перевозчиком.

Это независимое регулирование вращения различных вращающихся дисков особенно полезно и имеет преимущества, так как наматываемые на различные вращающиеся диски различные гибкие трубопроводы имеют разные диаметры и требуют разной скорости наматывания и разматывания для поддержания по существу одинаковой длины или одинакового натяжения на сходе с вращающихся дисков в ходе наматывания и разматывания.

Это особенно относится к случаю перекачки сжиженного газа типа сжиженного природного газа (СПГ) от плавучей платформы к судну-перевозчику, когда через другой гибкий трубопровод, обычно меньшего диаметра, перекачивается обратно газ свода резервуаров от судна-перевозчика к плавучей платформе, как это объясняется дальше.

Под термином «борт» здесь имеется в виду наружная стенка корпуса судна, а именно как продольные стенки корпуса, так и поперечные стенки на продольных оконечностях корпуса, то есть нос и корма судна.

Под термином «гибкий трубопровод» здесь имеются в виду трубопроводы, которые под определением «гибкие» хорошо известны специалисту в данной области и описаны в нормативных документах, опубликованных Американским институтом нефти (API - American Petroleum Institute), в частности, под обозначениями API 17J и API RP 17 B. Такие гибкие трубопроводы изготавливает и реализует, в частности, компания COFLEXIP, Франция. Обычно гибкие трубопроводы содержат внутренние герметичные слои из термопластичных материалов, связанные со слоями, стойкими к внутреннему давлению в трубопроводе, обычно из стали или композиционных материалов, которые выполняются в форме спиральных лент и примыкают изнутри к термопластичному трубопроводу для сопротивления внутреннему давлению разрыва. Снаружи трубчатого термопластичного слоя предусмотрена наружная арматура в виде примыкающих спиральных лент, имеющих более длинный шаг винтовой навивки, то есть меньший угол наклона винтовой линии, а именно от 15 до 55°.

В частности, по меньшей мере, один гибкий трубопровод намотан, по меньшей мере, частично на центральном стволе и вокруг него по плотной концентричной спирали увеличивающегося диаметра с опорой на вращающийся диск, причем центральный ствол имеет радиус больше минимального радиуса изгиба гибкого трубопровода, при этом предпочтительно, по меньшей мере, три гибких трубопровода намотаны, по меньшей мере, частично соответственно на три вращающихся диска, при этом, по меньшей мере, один гибкий трубопровод имеет диаметр меньше, чем другие.

Совокупность этого устройства хранения и направления, гибких трубопроводов, направляемых этим устройством хранения и направления, и в необходимом случае первого и второго соединительного и клапанного устройства образует устройство перекачки текучей среды от установленной в море опорной конструкции предпочтительно к указанному судну.

В соответствии с изобретением предложен также способ перекачки жидкого или газообразного нефтепродукта, при котором нефтепродукт перекачивают, по меньшей мере, через два гибких трубопровода, предпочтительно, по меньшей мере, через три гибких трубопровода, проходящих между опорной конструкцией по изобретению и судном, предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, расположенным параллельно или в тандеме с опорной конструкцией напротив ее борта, при этом гибкие трубопроводы направляют с помощью устройства хранения и направления.

В первом режиме осуществления перекачка заключается в разгрузке сжиженного газа от опорной конструкции к судну, называемому судном-перевозчиком.

Во втором режиме осуществления перекачка заключается в загрузке сжиженного газа от судна, называемого судном снабжения, к опорной конструкции. В целом речь идет о загрузке сжиженного газа, который регазифицируют внутри опорной конструкции для перекачки на землю в газообразном состоянии или для генерирования электричества. В этом случае плавучая опорная конструкция может содержать блок генерирования электричества с газовым источником и трансформаторную установку для передачи электрического тока на землю. При этом целесообразно выполнение опорной конструкции в виде конструкции, опирающейся на морское дно.

Предпочтительно в способе по изобретению гибкие трубопроводы являются плавучими трубопроводами, которые плавают на поверхности, по меньшей мере, на участке расстояния между опорной конструкцией и судном, предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана.

Далее, в частности, в способе перекачки по изобретению используют, по меньшей мере, один первый гибкий трубопровод, предпочтительно, по меньшей мере, два гибких трубопровода, первый и второй гибкие трубопроводы, внутри которых сжиженный газ перекачивают между плавучей опорной конструкцией и, по меньшей мере, одним вторым резервуаром судна, предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, и третий гибкий трубопровод, предпочтительно меньшего диаметра чем первый и второй гибкие трубопроводы, внутри которого газ, соответствующий газовому своду второго резервуара, перекачивают от второго резервуара к первому резервуару внутри плавучей опорной конструкции или к блоку сжижения на опорной конструкции перед перекачкой к первому резервуару.

В частности, в том случае, когда судно для перевозки сжиженного метана является судном-перевозчиком и производится разгрузка сжиженного газа от плавучей опорной конструкции к судну-перевозчику, возврат газа от судна-перевозчика к плавучей опорной конструкции осуществляется по мере заполнения второго резервуара внутри судна-перевозчика.

Далее, в частности, в опорной конструкции по изобретению каждое направляющее средство расположено на отличной от других высоте соответственно напротив каждого вращающегося диска таким образом, что имеет возможность поддерживать промежуточный изогнутый участок трубопровода между задним участком трубопровода, занимающим по существу вертикальное положение вдоль борта, и передним участком трубопровода на сходе с диска в продолжение намотанного участка трубопровода, опирающегося на этот вращающийся диск, причем передний участок трубопровода на сходе с диска проходит в воображаемой плоскости P, по существу касательной к поверхности верхней стороны диска, на которой намотан этот намотанный участок трубопровода, при этом различные задние участки трубопроводов, находящиеся по существу в вертикальном положении вдоль борта, расположены в положениях со смещением относительно друг друга в направлении , параллельном борту, на сходе с блоков.

Далее, в частности, каждое направляющее средство содержит блок с горизонтальной осью , имеющий возможность вращения вокруг своей первой оси, причем этот блок дополнительно выполнен с возможностью поворота, предпочтительно свободного, относительно второй вертикальной оси, проходящей по диаметру блока, причем первое вращение вокруг своей оси каждого блока предпочтительно управляется вторым мотором, предпочтительно синхронизированным с первым мотором каждого диска.

При этом благодаря второму свободному повороту блока вокруг его вертикальной оси и первому синхронизированному приводному вращению блока вокруг горизонтальной оси опирающийся на блок изогнутый промежуточный участок трубопровода может постоянно оставаться в той же по существу вертикальной плоскости P1, P2, P3, что и находящийся спереди участок трубопровода на сходе с диска. При этом различные вертикальные плоскости P1, P2, P3 направлены под различными углами α1, α2, α3 по отношению к направлению для того, чтобы трубопровод мог подходить к вращающемуся диску в продолжение и по касательной к концу последнего намотанного витка, что обеспечивает оптимальное направление трубопровода по мере его наматывания вокруг центрального ствола или разматывания.

Следует понимать, что речь идет о вертикальной осевой плоскости P1, P2, P3 передних и промежуточных участков трубопровода, которые расположены в одной по существу вертикальной плоскости, тогда как задний участок трубопровода, занимающий по существу вертикальное положение, не обязательно расположен в той же вертикальной плоскости.

В варианте выполнения плавучей опорной конструкции по изобретению эти направляющие средства образованы простыми желобами.

Далее, в частности, различные блоки расположены со смещением относительно друг друга в горизонтальном, параллельном борту направлении , на различных высотах, при этом верхняя точка каждого блока предпочтительно расположена по существу на уровне касательной плоскости P к верхней стороне вращающегося диска.

Следует понимать, что при этом различные задние участки трубопроводов, занимающие по существу вертикальное положение вдоль борта, расположены рядом друг с другом в этом направлении , предпочтительно параллельно борту на сходе с блоков, при этом каждый блок может регулироваться по высоте относительно части второй несущей конструкции, прикрепленной к борту.

Далее, в частности, каждый блок поддерживается второй несущей конструкцией, расположенной снаружи плавучей опорной конструкции и закрепленной на общем борту в отличном от других положении в указанном параллельном борту горизонтальном направлении , при этом каждый блок установлен с возможностью поворота вокруг второй вертикальной оси относительно части второй несущей конструкции, прикрепленной к борту.

Далее, в частности, каждый диск содержит или взаимодействует на нижней стороне с роликами, выполненными с возможностью взаимодействия или, соответственно, поддерживаемыми элементами несущей конструкции, при этом каждый вращающийся диск содержит на уровне центрального отверстия подшипник, жестко соединенный с первой несущей конструкцией и обеспечивающий возможность вращения диска относительно первой несущей конструкции.

Согласно различным вариантам осуществления вращающиеся диски могут быть выполнены такими, что:

- по меньшей мере, один вращающийся диск имеет плоскую горизонтальную верхнюю сторону;

- по меньшей мере, один вращающийся диск имеет верхнюю сторону в форме вогнутого усеченного конуса, предпочтительно с углом γ при вершине от 160° до 178°;

- по меньшей мере, один вращающийся диск имеет верхнюю сторону в форме выпуклого усеченного конуса, предпочтительно с углом γ при вершине от 160° до 178°.

Под вогнутой или выпуклой формой усеченного конуса здесь имеется в виду, что воображаемая вершина конуса находится снизу или, соответственно, сверху этой поверхности в форме усеченного конуса. Следует понимать, что угол α конусности относительно горизонтали составляет от 1° до 10°.

Вращающийся диск в форме выпуклого или вогнутого усеченного конуса особенно полезен для продувки остаточного содержимого гибкого трубопровода, заполненного жидкостью, а именно сжиженным газом, и намотанного на свой вращающийся диск, как это будет объяснено дальше.

Согласно другой предпочтительной особенности опорной конструкции по изобретению она оснащена числом n гибких трубопроводов, каждый из которых взаимодействует с вращающимся диском на своем первом конце, при этом гибкие трубопроводы соединены друг с другом на своих вторых концах первым соединительным и клапанным устройством, которое содержит число n первых, предпочтительно жестких, участков трубопроводов удерживаемых в фиксированном положении, относительно друг друга, предпочтительно параллельно друг другу, при этом число n является целым числом, по меньшей мере, равным трем, при этом каждый первый участок трубопровода содержит:

- на своем первом конце первый соединительный элемент трубопровода, предпочтительно, в виде охватываемой или охватывающей части автоматического соединителя, и

- на своем втором конце второй соединительный элемент, предпочтительно, муфту в сборе со вторым концом указанного гибкого трубопровода, и

- при этом каждый первый участок трубопровода содержит между своими двумя концами число n-1 боковых соединений, допускающих сообщение соответственно с одним из числа n-1 других первых жестких участков трубопроводов, при этом каждое боковое соединение содержит один первый клапан сообщения, и

- первый соединительный клапан, расположенный между первым соединительным элементом и боковым соединением,

- при этом первые участки трубопроводов предпочтительно удерживаются параллельными с помощью первой жесткой опоры, с которой они соединены,

- при этом первые клапаны сообщения являются предпочтительно мотыльковыми клапанами, а первые соединительные клапаны являются предпочтительно шаровыми клапанами.

Следует понимать, что каждый первый соединительный клапан, расположенный между первым соединительным элементом и боковым соединением, может допускать или препятствовать протекание текучей среды в первом участке трубопровода к первому соединительному элементу или от него при своем открытом или, соответственно, закрытом положении.

Согласно другой предпочтительной особенности опорной конструкции по изобретению гибкие трубопроводы проходят или выполнены с возможностью прохода между опорной конструкцией и судном, предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, расположенным параллельно или в тандеме с опорной конструкцией напротив ее борта, а первое соединительное и клапанное устройство соединено со вторым соединительным и клапанным устройством, расположенным или выполненным с возможностью расположения на борту судна, предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, при этом второе соединительное и клапанное устройство содержит:

- число n вторых, предпочтительно жестких, участков трубопроводов,

- при этом каждый второй участок трубопровода сообщается на одном из своих концов с указанным вторым резервуаром и на своем втором конце содержит первый ответный соединительный элемент трубопровода, при этом первый ответный соединительный элемент трубопровода выполнен с возможностью разъемного соединения с первым соединительным элементом, при этом первый ответный соединительный элемент трубопровода предпочтительно выполнен в виде охватывающей или, соответственно, охватываемой части автоматического соединителя,

- при этом вторые участки трубопроводов удерживаются в фиксированном положении относительно друг друга, предпочтительно параллельно друг другу, чтобы обеспечить соединение первых ответных соединительных элементов с первыми соединительными элементами,

- при этом каждый второй участок трубопровода содержит второй соединительный клапан, выполненный с возможностью допускать или препятствовать течение текучей среды во втором участке трубопровода к первому ответному соединительному элементу или от него при своем открытом или, соответственно, закрытом положении,

- при этом вторые участки трубопроводов предпочтительно удерживаются параллельно с помощью второй жесткой опоры, с которой они соединены,

- при этом вторые соединительные клапаны предпочтительно являются шаровыми клапанами.

Определенная выше опорная конструкция особенно полезна и имеет преимущества для выполнения практически полной продувки гибких трубопроводов перед их обратным наматыванием на вращающиеся диски для того, чтобы, с одной стороны, избежать какого-либо повреждения гибких трубопроводов и, с другой стороны, чтобы облегчить их наматывание на вращающиеся диски.

Таким образом, настоящее изобретение предоставляет в распоряжение также способ, при котором гибкие трубопроводы оснащены первым охарактеризованным выше соединительным и клапанным устройством, соединенным со вторым охарактеризованным выше соединительным и клапанным устройством, причем предпочтительно гибкие трубопроводы являются плавучими гибкими трубопроводами, и производят продувку этих первого и второго гибких трубопроводов, которые послужили для перекачки жидкого продукта, предпочтительно сжиженного природного газа (СПГ), от опорной конструкции к судну, выполняя следующие последовательные этапы, на которых:

a. закрывают первые и вторые соединительные клапаны и отсоединяют друг от друга первое соединительное и клапанное устройство и второе соединительное и клапанное устройство, и

b. нагнетают газ в первый конец первого гибкого трубопровода от опорной конструкции и открывают, по меньшей мере, первый клапан сообщения между первым гибким трубопроводом и вторым гибким трубопроводом в сборе с первым соединительным и клапанным устройством, при этом другие первые клапаны сообщения закрыты, затем

c. закрывают первый клапан сообщения между первым и вторым гибкими трубопроводами, когда первый гибкий трубопровод достаточно опорожнен, предпочтительно по существу полностью опорожнен.

Под выражением «достаточно опорожнен» имеется в виду, что внутренний объем этого трубопровода, заполненный остаточной текучей средой, не превышает 10% общего внутреннего объема трубопровода, предпочтительно не превышает 5%, то есть пустой внутренний объем составляет, по меньшей мере, 90%, предпочтительно, по меньшей мере, 95% и более предпочтительно, по меньшей мере, 98% общего внутреннего объема.

Таким образом, способ позволяет отводить содержимое первого гибкого трубопровода через второй гибкий трубопровод и за счет этого получать после этапа c) по существу опорожненный и практически полностью опорожненный первый гибкий трубопровод. Однако остается еще обычно, по меньшей мере, 10% и даже до 15% не опорожненного внутреннего объема второго трубопровода, когда внутренний объем первого трубопровода полностью опорожнен.

Полное опорожнение второго гибкого трубопровода после этапа c) представляет особенную трудность, так как конечный участок второго гибкого трубопровода, соответствующий по существу вертикальному участку между уровнем моря и уровнем его подхода к устройству хранения в той точке, с которой он взаимодействует, остается обычно, по меньшей мере, частично заполненным после этапа c), поскольку двухфазная текучая среда движется вверх, но сила тяжести стремится естественным образом опустить ее к уровню моря.

Предпочтительно после этапа c) полностью продувают второй гибкий трубопровод, выполняя следующие последовательные этапы:

d. нагнетают газ от опорной конструкции в первый конец второго трубопровода и открывают первый клапан сообщения между вторым гибким трубопроводом и третьим гибким трубопроводом меньшего диаметра, чем второй трубопровод, таким образом, что расход продувочного газа таков, что скорость газа составляет выше 1,5 м/с, предпочтительно выше 3 м/с и еще более предпочтительно выше 5 м/с, при этом другие первые клапаны сообщения закрыты, и

e. закрывают первый клапан сообщения между вторым и третьим трубопроводами, когда второй трубопровод достаточно опорожнен, предпочтительно по существу полностью опорожнен.

Следует понимать, что в этом режиме осуществления внутренний объем жидкого продукта, содержащегося во втором трубопроводе, полностью опорожняется через третий трубопровод. Тот факт, что третий трубопровод имеет меньший диаметр, благоприятен для полного опорожнения третьего трубопровода на его конечном по существу вертикальном участке между уровнем моря и входом на соответствующий вращающийся диск после этапа e), когда этот второй трубопровод уже по существу опорожнен. Особенные преимущества имеет использование комбинации этапов от a) до e) включительно для опорожнения всего комплекта первого, второго и третьего трубопроводов.

Далее, в частности, когда все гибкие трубопроводы достаточно продуты, эти гибкие трубопроводы наматывают обратно до тех пор, пока вторые концы комплекта гибких трубопроводов не окажутся над водой, при этом предпочтительно первое соединительное и клапанное устройство располагается непосредственно под нижним вращающимся диском, взаимодействующим с одним гибким трубопроводом.

Следует понимать, что первое соединительное и клапанное устройство остается постоянно укрепленным на вторых концах комплекта гибких трубопроводов, с которыми оно взаимодействует, во время обратного наматывания гибких трубопроводов, и что оно остается над водой, предпочтительно вблизи уровня нижнего вращающегося диска.

Далее, предпочтительно первый гибкий трубопровод наматывают на охарактеризованный выше выпуклый вращающийся диск.

Далее, предпочтительно, по меньшей мере, один второй или третий трубопровод, предпочтительно оба - второй и третий трубопроводы, используемые для перекачки жидкости, наматывают на охарактеризованный выше вращающийся диск в форме вогнутого усеченного конуса.

Следует понимать, что при этом, когда трубопровод намотан, возможная остаточная жидкость во втором и третьем трубопроводах может вытекать к резервуару через первый конец этих трубопроводов сверху вниз под действием силы тяжести.

Краткий перечень чертежей

Другие особенности и преимущества изобретения будут ясны из нижеследующего подробного описания со ссылками на прилагаемые чертежи, приведенного в качестве иллюстрации и не имеющего ограничительного характера. На чертежах:

фиг.1A изображает на виде сбоку плавучую опорную конструкцию 1, 1-1 типа плавучей платформы добычи, хранения и выгрузки (ППДХВ) на этапе разгрузки в судно, обозначенное здесь как судно-перевозчик 2 типа танкера для перевозки сжиженного метана, по схеме тандемного расположения, при этом опорная конструкция оснащена устройством 4 хранения и направления гибкого трубопровода по изобретению,

фиг.1B изображает на виде сбоку опорную конструкцию 1, 1-2 типа плавучей установки для хранения и регазификации (ПУХР), опирающуюся на морское дно 21, содержащую установку 1d регазификации и генерирования электричества и трансформаторный блок для передачи электрического тока на сушу, на этапе разгрузки судна типа танкера для перевозки сжиженного метана, называемого судном снабжения, по схеме тандемного расположения, при этом плавучая опорная конструкция оснащена устройством 4 хранения и направления гибкого трубопровода по изобретению,

фиг.1C изображает на виде сбоку плавучую опорную конструкцию 1-1 типа плавучей платформы добычи (ППДХВ) для добычи и хранения сжиженного природного газа (СПГ) на этапе разгрузки в судно-перевозчик 2 типа танкера для перевозки сжиженного метана, по схеме параллельного расположения, при этом плавучая опорная конструкция оснащена устройством 4 хранения и направления гибкого трубопровода по изобретению,

фиг.1D изображает на виде сбоку плавучую опорную конструкцию, в которой гибкие трубопроводы намотаны обратно на устройство 4 хранения и направления, при этом первое соединительное и клапанное устройство 13-1 находится над водой,

фиг.2 изображает на виде сбоку с частичным разрезом устройство 4 хранения и направления, содержащее три установленных друг над другом вращающихся диска 4-1, при этом на фиг.2 показано только одно направляющее средство 10 для гибкого трубопровода с блоком напротив центрального вращающегося диска, чтобы были лучше видны конструктивные компоненты этого направляющего средства,

фиг.3 изображает на виде сверху устройство хранения и направления по фиг.2, оснащенное тремя направляющими средствами 10-1a, 10-1b, 10-1c, отстоящими друг от друга в горизонтальном направлении , параллельном борту 1d, на котором они укреплены, при этом верхний диск 4-1 а показан без участка трубопровода, который нормально намотан по спирали в продолжение участка трубопровода 3-2 на сходе с диска, для того, чтобы лучше представить различные возможные наклоны участков трубопровода 3-2 на сходе с диска,

фиг.3A изображает на виде сверху вращающийся диск устройства по фиг.3, на котором показан намотанный по спирали гибкий трубопровод 3, при этом блок 10-1 показан в разрезе по линии AA′ на фиг.2,

фиг.4A, 4B и 4C изображают на виде сбоку вращающийся диск, имеющий верхнюю поверхность в форме вогнутого усеченного конуса (фиг.4A), в форме выпуклого усеченного конуса (фиг.4B) и плоской формы (фиг.4C), при этом на диск намотан по спирали гибкий трубопровод, огибающий направляющее средство 10 на сходе с диска хранения,

фиг.5A и 5B изображают на виде сверху соединительное и клапанное устройство 13-1 комплекта трех гибких трубопроводов, содержащее первое соединительное и клапанное устройство 13-1 на конце трех гибких трубопроводов, соединенное со вторым соединительным и клапанным устройством 13-2, расположенным на борту судна-перевозчика 2 (фиг.5A); на фиг.5B первое соединительное и клапанное устройство 13-1 и второе соединительное и клапанное устройство 13-2 отсоединены для выполнения продувки трубопроводов,

фиг.6 изображает первое соединительное и клапанное устройство на виде спереди в разрезе по линии BB на фиг.5A,

фиг.7A, 7B, 7C и 7D схематично представляют различные возможности течения текучей среды между различными гибкими трубопроводами при закрытии различных клапанов первого соединительного и клапанного устройства 13-1 для выполнения продувки гибких трубопроводов,

фиг.8A и 8B изображают гибкий трубопровод 3b, 3c перекачки сжиженного природного газа (СПГ) от вращающегося диска выпуклой формы к судну-перевозчику 2 во время продувки трубопровода (фиг.8A) и гибкий трубопровод 3a возврата газа, взаимодействующий с вращающимся диском вогнутой формы во время продувки трубопровода (фиг.8B).

Осуществление изобретения

На фиг.1A показана на виде сбоку плавучая опорная конструкция 1 по изобретению типа плавучей платформы добычи, хранения и выгрузки (ППДХВ) 1-1 установленной на якорях в открытом море над месторождением газа.

Эта плавучая платформа добычи хранения и выгрузки (ППДХВ) оснащена блоком 1b для обработки и сжижения газа и первичными резервуарами 11 хранения сжиженного природного газа (СПГ), встроенными внутри корпуса судна.

Судно-перевозчик 2 типа танкера для перевозки сжиженного метана позиционировано в тандеме, по существу на оси плавучей платформы добычи (ППДХВ) и связано с последней комплектом из трех гибких трубопроводов 3A, 3B и 3C, которые складируются и направляются с помощью, по меньшей мере, одного устройства 4 по изобретению для хранения и направления гибких трубопроводов 3, которое будет подробно описано дальше.

Гибкие трубопроводы 3 являются плавучими гибкими трубопроводами типа тех, что изготавливаются и продаются фирмой Trelleborg (Франция), и образованы по существу металлической или композиционной арматурой и вулканизированными или термопластичными эластомерами.

Такие трубопроводы, предназначенные для перекачки и выгрузки сжиженного газа, обычно имеют внутренний диаметр от 250 до 600 мм и наружный диаметр от 400 до 1000 мм. В общем случае они изготавливаются в виде плетей длиной 12 м и собираются друг с другом путем соединения фланцев на концах для получения длины от 120 до 250 м. Таким же образом трубопроводы обратной перекачки газа для его возврата в газообразном состоянии между судном-перевозчиком 2 и плавучей опорной конструкцией 1, как это будет объяснено дальше, имеют такую же общую длину, но меньший диаметр, то есть внутренний диаметр от 150 до 400 мм.

В некоторых случаях бывает предпочтительно, чтобы трубопроводы обратной перекачки газа были идентичны трубопроводам перекачки сжиженного природного газа (СПГ), поскольку тогда все элементы идентичны.

На фиг.2 показано на виде сбоку с частичным разрезом устройство 4 хранения и направления гибких трубопроводов 3. Устройство хранения образовано множеством комплектов из трех вращающихся дисков 4-1: 4a, 4b, 4c, расположенных друг над другом, предпочтительно коаксиально на одной вертикальной оси ZZ′ вращения.

Три диска 4-1 установлены на первой несущей конструкции 5, которая описается на палубу 1c плавучей опорной конструкции 1 вблизи борта 1d одного из ее продольных торцов.

Как показано на фиг.3, первая несущая конструкция 5 здесь содержит восемь вертикальных стоек 5b, соединенных друг с другом первыми горизонтальными балками 5c, расположенными на различных высотах, и вторыми горизонтальными балками 5a, расположенными радиально и диаметрально между диаметрально противоположными вертикальными стойками 5b. Эти горизонтальные балки 5a образуют на трех различных высотах горизонтальные несущие конструкции, каждая из которых способна поддерживать каждый из трех вращающихся дисков 4-1.

Каждый вращающийся диск имеет в центре отверстие 4-2 и подшипник 4-4, например, роликоподшипник, который жестко соединен с горизонтальной несущей конструкцией 5a и допускает вращение диска вокруг центральной оси ZZ′ вращения с помощью мотора 6 и роликов 4-5, как это будет описано дальше.

Каждый вращающийся диск 4-1 поддерживается на периферии снизу рядом роликов 4-5, предпочтительно равномерно распределенных по окружности, причем опоры 4-5a этих роликов 4-5 жестко укреплены на горизонтальной несущей конструкции 5a.

Каждый вращающийся диск 4-1 приводится во вращение вокруг оси ZZ′ вращения с помощью первого мотора 6, предпочтительно гидравлического, приводящего во вращение выходной вал с шестерней, которая взаимодействует с зубчатым колесом 6-1, жестко соединенным с вращающимся диском 4-1, так что вращающийся диск приводится во вращение при приводе выходного вала.

Центральный ствол 4-3 расположен над отверстием 4-2 каждого вращающегося диска. Наружный радиус центрального ствола 4-3 больше минимального радиуса изгиба гибкого трубопровода, который предназначен для наматывания по концентричной плотной спирали с примыкающими друг к другу витками с опорой на вращающийся диск. Центральный ствол 4-3 жестко соединен с вращающимся диском 4-1.

Как показано на фиг.4, вращающееся соединительное устройство 7 известного типа для специалиста в данной области установлено на оси ZZ′ каждого вращающегося диска 4-1.

Оно образовано собственно вращающимся соединением 7-1, верхняя часть которого снабжена верхним коленом 7-2, выходящим своим концом на боковую стенку центрального ствола 4-3. Конец верхнего колена 7-2 герметично соединен соединением 7a с первым концом 3-1 гибкого трубопровода 3, который предназначен для наматывания по плотной спирали вокруг центрального ствола 4-3, когда вращающийся диск 4-1 приводится во вращение. В нижней части вращающееся соединение содержит нижнее колено 7-3, которое остается неподвижным при приводе верхнего колена 7-2 во вращение вращающимся диском 4-1. Нижнее колено 7-3 герметично соединено с концом 8-1 передаточного трубопровода 8, другой конец которого либо присоединен к первому резервуару 11 плавучей платформы 1 добычи (ППДХВ), что позволяет доставлять сжиженный природный газ (СПГ) из этого первого резервуара 11 плавучей платформы 1 добычи (ППДХВ), либо присоединен к блоку обратного сжижения на борту плавучей платформы добычи (ППДХВ), что позволяет направлять газ от судна-перевозчика 2 к блоку обратного сжижения.

Все различные передаточные трубопроводы 8 проходят внутри центрального отверстия 4-2 к различным дискам 4-1.

Каждый гибкий трубопровод 3: 3a, 3b, 3c направляется направляющим средством 10, из которых одно показано на фиг.2. Каждое направляющее средство 10 содержит блок 10-1, расположенный в осевой по существу вертикальной плоскости и выполненный с возможностью вращения вокруг первой горизонтальной оси .

Блок 10-1 имеет радиус больше минимального радиуса изгиба гибкого трубопровода 3, который предназначен для поворота на этом блоке.

Указанные блоки 10-1: 10-1a, 10-1b, 10-1c расположены вблизи и напротив каждого из вращающихся дисков 4-1 таким образом, что канавка блока в своей верхней точке расположена по существу на уровне воображаемой плоскости P, касательной к верхней поверхности 4-1a, то есть воображаемой плоскости, в которой находится участок трубопровода 3-2 на сходе с вращающегося диска.

Другими словами, образующая поверхности вращения 4-1a верхней стороны вращающегося диска 4-1 расположена по касательной к канавке блока в ее верхней точке.

При этом участок 3-2 гибкого трубопровода на сходе с диска 4-1, то есть на продолжении последнего витка намотки на диске 4-1, наилучшим образом направляется во время операций наматывания и разматывания трубопровода в ходе вращения диска 4-1 и вращения блока 10-1 вокруг его горизонтальной оси .

Каждый блок 10-1 установлен на второй несущей конструкции 10-2, содержащей вертикальную опору 10-3, которая заканчивается наверху обоймой для установки горизонтальной ступицы блока 10-1a по фиг.3 с возможностью вращения вокруг собственной оси вращения. Вертикальная опора 10-3 установлена с возможностью второго вращения или поворота вокруг вертикальной оси ZZ′ на вершине неподвижной опоры 10-4, опирающейся на конструкцию 10-5, которая жестко укреплена на корпусе плавучей платформы 1 добычи (ППДХВ) на уровне его борта 1d. В результате того, что вертикальная опора 10-3 может свободно поворачиваться вокруг своей вертикальной оси ZZ′, блок 10-1 также может совершать второе вращение вокруг этой вертикальной оси ZZ′.

Кроме того, поддерживающая блок 10-1 вертикальная опора 10-3 установлена с возможностью перемещения по высоте, чтобы точно отрегулировать положение верхней точки блока по отношению к плоскости, касательной к верхней стороне диска 4-1, напротив которого блок расположен.

Как это показано на фиг.3, такой поворот блока 10-1 вокруг оси ZZ′ происходит в зависимости от удаления от центра диска последней точки контакта последнего витка намотанного на диск трубопровода между крайними точками O и M, где точка O является точкой, наиболее близкой к стволу 4-3 (трубопровод полностью размотан), а точка M является точкой, наиболее близкой к периферии диска (трубопровод полностью намотан).

На той же фиг.3 три блока 10-1: 10-1a, 10-1b, 10-1c смещены относительно друг друга в горизонтальном направлении Y1Y1′, параллельном борту 1d. С другой стороны, осевые по существу вертикальные плоскости P1, P2 и P3 блоков 10-1a, 10-1b и соответственно 10-1c могут иметь быть расположены под различными углами α1, α2, α3 относительно этого направления . Эти по существу вертикальные осевые плоскости P1, P2 и P3 трех блоков могут поворачиваться вокруг указанной второй оси поворота на угол β1, β2 и соответственно β3 между:

- первым крайним положением, в котором участок 3-2 трубопровода на сходе с диска 4-1, поступает на вход блока 10-1 на уровне последнего витка намотки на периферии диска 4-1 в точке M,

- вторым крайним положением, в котором участок 3-2 трубопровода на сходе с диска 4-1, поступает на уровне точки O, соответствующей положению первого конца 3-1 гибкого трубопровода вблизи центрального ствола 4-3.

Эти три осевые плоскости P1, P2, P3 трех блоков также соответствуют осевым по существу вертикальным плоскостям трех верхних участков трубопроводов, проходящих между каждым из дисков и каждым блоком.

Каждый блок 10-1 предпочтительно приводится вторым мотором 10-6, предпочтительно гидравлическим, взаимодействующим с не показанным зубчатым венцом, жестко соединенным с блоком и позволяющим приводить его в первое вращение вокруг горизонтальной оси вращения блоков 10-1.

Вследствие того, что различные блоки 10-1, с одной стороны, расположены на различной высоте в соответствии с положением обслуживаемых ими дисков 4-1 и, с другой стороны, блоки 10-1 расположены со смещением относительно друг друга в направлении , несмотря на углы α1, α2, α3 поворота каждого из трех блоков 10-1a, 10-1b, 10-1c нет риска того, что блоки будут мешать друг другу.

Как показано на фиг.2, за промежуточным изогнутым участком 3-3 гибких трубопроводов 3, который огибает блок 10-1, следует задний участок 3-4 трубопровода, который занимает по существу вертикальное положение до морской поверхности 20, где он переходит в плавучий участок 3-5 в направлении к судну 2.

Как показано на фиг.3, вертикальные задние участки 3-4 различных трубопроводов 3: 3a, 3b, 3c разнесены в направлении , но остаются в осевых по существу вертикальных плоскостях, по существу параллельных, несмотря на второе вращение или поворот блоков 10-1a, 10-1b, 10-1c вокруг осей 221 поворота.

На фиг.1C показан вариант осуществления, в котором судно 2 расположено вдоль плавучей опорной конструкции 1. В этом примере осуществления плавучая платформа 1-1 добычи и судно 2 расположены параллельно вдоль своих продольных бортов в продольных направлениях XX′, а гибкие трубопроводы 3, соединяющие устройство 4 на борту опорной конструкции 1-2 с судном 2, расположены над уровнем морской поверхности 20. Более конкретно, гибкие трубопроводы 3 принимают форму цепочки над уровнем морской поверхности 20 от схода с блоков 10-1 на уровне устройства 4 хранения и направления до общего соединительного и клапанного устройства 13 на судне-перевозчике 2 метана.

В качестве примера диск 4-1 имеет диаметр, равный примерно 20 м. Высота складирующего устройства 4, то есть высота различных стоек 5b составляет примерно от 15 до 20 м для трех дисков 4-1, отстоящих друг от друга по высоте на расстояние от 4 до 5 м. Центральный ствол 4-3 в типовом случае имеет диаметр от 5 до 8 м.

Такое устройство 4 особенно пригодно для приема гибких трубопроводов диаметром от 120 до 600 мм и длиной от 120 до 250 м.

Каждый вращающийся диск 4-1 может приводиться во вращение вокруг своей оси ZZ′ независимо от других дисков. То же самое относится к приведению во вращение блоков 10-1 вокруг первых осей вращения. Таким образом, можно регулировать натяжение и длину каждого из гибких трубопроводов 3a, 3b и 3c независимо один от другого, так что эти гибкие трубопроводы, проходящие между вертикальными участками 3-4 на сходе с блоков 10-1 и общим соединительным и клапанным устройством 13, которое называется также соединительно-продувочным устройством, на борту судна-перевозчика 2, к которому присоединены различные вторые концы гибких трубопроводов 3a, 3b, 3c, остаются по существу одинаковыми в ходе всех операций наматывания и разматывания. Поскольку гибкие трубопроводы обычно имеют различные диаметры, для каждого гибкого трубопровода 3a, 3b и 3c требуется различное число оборотов вращающегося диска, чтобы намотать для хранения одну и ту же длину гибкого трубопровода.

После наматывания трубопроводов на их вращающиеся диски 4-1 использование вращающегося диска с верхней стороной 4-1a в форме вогнутого усеченного конуса 4-1b или в форме выпуклого усеченного конуса 4-1c, как показано соответственно на фиг.4A и 4B, благоприятно для окончательной продувки остаточного сжиженного природного газа (СПГ) внутри того намотанного трубопровода, который позволил передать сжиженный природный газ (СПГ) от плавучей опорной конструкции 1 к судну 2, в зависимости от условий применения этих трубопроводов при их продувке, как будет описано дальше.

Гибкие трубопроводы 3b, 3c, которые транспортируют сжиженный природный газ (СПГ), собранный в первом резервуаре 11 опорной конструкции 1, к судну 2, имеют очень большой диаметр, чтобы оптимизировать расход подачи сжиженного природного газа (СПГ), тогда как возвращаемый газ может передаваться по одному трубопроводу, обычно меньшего диаметра, так как потери напора для газа значительно ниже, чем для сжиженного природного газа (СПГ).

Следует напомнить, что сжиженный природный газ (СПГ) состоит по существу из жидкого метана при температуре -165°C и что суда-перевозчики являются танкерами для перевозки сжиженного метана, то есть судами, перевозящими сжиженный природный газ (СПГ), резервуары которых, когда они пусты, на самом деле заполнены газообразным метаном, возможно, вместе с азотом в результате регазификации сжиженного природного газа (СПГ). Использование трубопроводов возврата газа предусматривает, с одной стороны, отвод газового свода вторых резервуаров по мере их заполнения сжиженным природным газом (СПГ) от первых резервуаров и, с другой стороны, отвод части газа сжиженного природного газа (СПГ), который регазифицировался в ходе его перекачки в результате относительного повторного нагрева. После возврата в опорную конструкцию 1 газ вновь сжижается в сжиженный природный газ (СПГ).

Далее будет описано соединительное и клапанное устройство 13 и процесс продувки гибких трубопроводов перед их наматыванием на вращающиеся диски. Эта продувка необходима, с одной стороны, для разгрузки гибких трубопроводов и облегчения их обратного наматывания, а также и для того, чтобы предотвратить повреждение гибких трубопроводов во время обратного наматывания на вращающиеся диски, которое может быть вызвано их излишним весом в заполненном жидкостью состоянии и наличием наледи морской воды на поверхности или на соединительных элементах.

Соединительное и клапанное устройство 13, показанное на фиг.5A, 5B и 6, содержит:

a) первое соединительное и клапанное устройство 13-1, расположенное на конце гибких трубопроводов 3a, 3b, 3c и содержащее:

i. три первых жестких участка 21a, 21b, 21c трубопроводов, удерживаемых неподвижно параллельно друг другу,

ii. при этом каждый первый жесткий участок 21a, 21b, 21c трубопровода содержит:

- на первом конце первый соединительный элемент 23-1a, 23-1b, 23-1c трубопровода в виде охватываемой или охватывающей части автоматического соединителя,

- на втором конце 3-6 монтажную муфту 31 в сборе со вторым концом 3-6 каждого из гибких трубопроводов 3a, 3b, 3c,

- между двумя концами каждого первого жесткого участка трубопровода каждый из них содержит два боковых соединения 30 сообщения с помещенными в них первыми клапанами 30-ab, 30-ac, 30-bc, так что боковое соединение 30 допускает сообщение каждого первого жесткого участка трубопровода с одним из двух других первых жестких участков трубопроводов первого устройства 13-1,

- первый соединительный клапан 22a, 22b, 22c, расположенный между первым соединительным элементом 23-1a, 23-1b, 23-1c и боковым соединением 30, ближайшим к первому концу первого устройства 13-1, и

b) второе соединительное и клапанное устройство 13-2, расположенное на борту судна-перевозчика, содержащее:

- три вторых жестких участка 26a, 26b, 26c трубопроводов, удерживаемые неподвижно параллельно друг другу,

- при этом каждый второй жесткий участок 26a, 26b, 26c трубопровода сообщается на одном своем конце с указанным вторым резервуаром 12 судна 2 и содержит на втором конце первый ответный соединительный элемент 23-2a, 23-2b, 23-2c трубопровода в виде охватывающей и/или охватываемой части автоматического соединителя, то есть ответный соединительный элемент, допускающий точное соединение 23 между первым устройством 13-1 и вторым устройством 13-2,

- каждый второй жесткий участок трубопровода содержит также второй соединительный клапан 27a, 27b, 27c.

В комплекте первых участков жестких трубопроводов они удерживаются параллельно друг другу первой жесткой опорой 24, к которой они прикреплены креплениями 24a, 24b, 24c. Таким же образом в комплекте вторых жестких участков 26a, 26b, 26c трубопроводов они удерживаются параллельно друг другу второй жесткой опорой 25, к которой они прикреплены креплениями 25a, 25b, 25c.

Предпочтительно различные клапаны являются шаровыми или мотыльковыми клапанами.

За счет того, что первые соединительные элементы удерживаются в комплекте на постоянном расстоянии друг от друга благодаря первой опоре, с которой они соединены креплениями 24a, 24b, 24c, а первые ответные соединительные элементы также удерживаются на постоянном и на том же расстоянии друг от друга, соединение между первым устройством 13-1 и вторым устройством 13-2 может осуществляться автоматически с помощью не показанных исполнительных органов с дистанционным управлением в ходе одной операции.

На фиг.5B показаны на виде сверху соединители в фазе сближения перед соединением, при этом все клапаны 22a, 22b, 22c устройств 13-1 и 13-2 закрыты.

На фиг.5A автоматические соединители 23-1/23-2 заперты герметичным образом, а клапаны 22a, 22b, 22c и клапаны 27a, 27b, 27c открыты и допускают проход слева направо сжиженного природного газа (СПГ) по двум трубопроводам 3b и 3c от опорной конструкции 1 к судну-перевозчику 2 и проход газа метана обратно, справа налево, в центральном трубопроводе 3a от судна-перевозчика 2 к плавучей платформе 1 добычи (ППДХВ).

В целях наглядности пояснений со ссылками на фиг.5A-5B, 7A-7D и 8A-8B перекачка сжиженного природного газа (СПГ) представлена контурными стрелками, а перекачка газа представлена стрелками с одиночными линиями, при этом длина стрелки пропорциональна расходу в соответствующем трубопроводе.

Первое соединительное и клапанное устройство 13-1 снабжено третьим рядом клапанов сообщения между участками 21a-21b-21c, расположенных следующим образом:

- клапан 30ab связывает первые участки 21a и 21c трубопроводов;

- клапан 30ac связывает первые участки 21a и 21b трубопроводов;

- клапан 30bc связывает первые участки 21b и 21c трубопроводов.

Во время операций перекачки сжиженного природного газа (СПГ) к судну-перевозчику 2 эти три клапана 30ab, 30ac и 30bc находятся в закрытом положении, как показано на фиг.5A.

Для того, чтобы не оставлять гибкие трубопроводы 3a, 3b, 3c на плаву между двумя перекачками сжиженного природного газа (СПГ) в течение периода, который может продолжаться несколько недель, эти гибкие трубопроводы наматывают на вращающиеся диски 4-1 после продувки, которую проводят следующим образом:

- закрывают клапаны 22a-22b-22c первого общего соединительного и клапанного устройства 13-1 и клапаны 27a, 27b, 27c второго общего соединительного и клапанного устройства 13-2 на борту судна-перевозчика 2, затем

- отсоединяют элементы соединителей 23 первого и второго соединительных и клапанных устройств 13-1 и 13-2, затем

- отпускают гибкие трубопроводы 3a, 3b, 3c, снабженные их первым общим соединительным и клапанным устройством 13-1, так что они плавают на морской поверхности 20, затем

- открывают клапан 30bc сообщения между двумя первыми жесткими участками 21b, 21c трубопроводов, сообщающиеся с гибкими трубопроводами 3b и соответственно 3c, как показано на фиг.7A, затем

- от плавучей платформы 1 добычи (ППДХВ) подают давление в первый трубопровод, например, в трубопровод 3b, с помощью газа, обычно метана или смеси метана с азотом, чтобы вытеснять сжиженный природный газ (СПГ) под давлением P,

- при этом давление газа вытесняет сжиженный природный газ (СПГ) в трубопроводе 3b, и плоскость разделения фаз жидкость-газ последовательно снижается в этом трубопроводе 3b, тогда как сжиженный природный газ (СПГ) поднимается к плавучей платформе добычи (ППДХВ) по второму трубопроводу 3c. Когда эта разделительная плоскость достигает участка 3-5 трубопровода на уровне моря, гибкий трубопровод 3b становится по существу горизонтальным, и газ продолжает вытеснение, но теперь он образует двухфазную смесь под давлением, которая направляется к первому соединительному и клапанному устройству 13-1, затем проходит через клапан 30bc и возвращается к плавучей платформе добычи (ППДХВ) через гибкий трубопровод 3c. Двухфазная смесь содержит пузырьки малого диаметра на уровне морской поверхности, однако когда они достигают вертикального участка 3-4 трубопровода 3c, вследствие того, что гидростатическое давление снижается по мере подъема к палубе плавучей платформы добычи (ППДХВ), пузырьки увеличиваются, и объемная плотность смеси уменьшается, что повышает скорость подъема двухфазной колонны и за счет этого улучшает продвижение жидкой фазы, затем

- когда горизонтальные участки 3-5 двух гибких трубопроводов 3b и 3c по существу опорожнены, то есть по существу заполнены газом, ускоряют подачу газа от плавучей платформы добычи (ППДХВ) в трубопровод 3b, чтобы радикально повысить турбулентность двухфазного истечения на по существу вертикальном участке 3-4 второго трубопровода 3c, что дает в результате оптимальный эффект захвата частиц сжиженного природного газа (СПГ) и позволяет опорожнять, по меньшей мере, 85%, а на практике от 85 до 95% внутреннего объема двух трубопроводов 3b-3c.

Более конкретно, обычно трубопровод 3b бывает пуст, но в трубопроводе 3c остается жидкость в количестве от 10 до 20% внутреннего объема трубопровода 3c, а именно на его по существу вертикальном участке 3-4, как это показано на фиг.8B.

Описанный со ссылкой на фиг.7A процесс продувки осуществляется относительно быстро. Так, для трубопроводов длиной от 100 до 150 м продувка может занимать от получаса до часа, в то время как понадобилось бы 24 часа для того, чтобы содержащийся в трубопроводах сжиженный природный газ (СПГ) нагрелся и газифицировался.

На фиг.7B и 7C показан более полный процесс продувки гибких трубопроводов 3b и 3c, при котором продувают первый гибкий трубопровод 3c, нагнетая газ по трубопроводу 3a возврата газа. Для этого открывают клапан 30ac при закрытых клапанах 30ab и 30bc, как это показано на фиг.7B. Продувку останавливают, когда основная часть сжиженного природного газа (СПГ), то есть, по меньшей мере, 85% сжиженного природного газа (СПГ) поступает из трубопровода 3c на борт плавучей платформы добычи (ППДХВ). Затем закрывают клапан 30ac и открывают клапан 30ab. В результате этого второй гибкий трубопровод 3b продувается таким же образом, то есть, по меньшей мере, 85% сжиженного природного газа (СПГ) поступает из трубопровода 3b на борт плавучей платформы добычи (ППДХВ). И наконец, как показано на фиг.7C, направление подачи газа меняют на обратное, подавая газ непосредственно в гибкие трубопроводы 3b и 3c, так что сжиженный природный газ (СПГ) поднимается по трубопроводу 3a. Такая схема имеет большое преимущество в том случае, когда трубопровод 3a возврата газа имеет меньший диаметр. Действительно, для подъема двухфазной смеси на вертикальном участке 3-4 трубопровода 3a необходим значительно меньший расход газа в трубопроводах 3b и 3c, чем в предыдущем описанном случае со ссылкой на фиг.5A, когда два гибких трубопровода 3b и 3c обычно имеют одинаковый диаметр для оптимизации расхода при перекачке сжиженного природного газа (СПГ).

Для обеспечения оптимального опорожнения восходящего вертикального участка трубопровода следует создавать скорость продувочного газа выше 1,5 м/с, предпочтительно выше 3 м/с и еще более предпочтительно выше 5 м/с. При этом в отношении трубопровода уменьшенного диаметра расход газа, необходимого для получения этой скорости, снижается пропорционально квадрату отношения диаметров, что иллюстрирует преимущества наличия трубопровода возврата газа как можно меньшего диаметра.

Для дальнейшего улучшения фазы продувки трубопроводов 3b и 3c выполняют последовательный процесс, представленный на фиг.7D в отношении полной продувки трубопровода 3c. При этом закрывают клапан 30ab для окончания продувки гибкого трубопровода 3c, а затем этот клапан 30ab открывают и закрывают клапан 30ac для окончания продувки гибкого трубопровода 3c и нагнетают газ в трубопровод 3c для отвода остаточного сжиженного природного газа (СПГ) через трубопровод 3a.

На фиг.8A представлен на виде сбоку гибкий трубопровод 3b от его диска хранения до уровня моря. Выпуклый диск 4-1b хранения имеет верхнюю сторону в форме выпуклого усеченного конуса, что благоприятно для фазы продувки гибких трубопроводов, поскольку в описании изобретения со ссылкой на фиг.7A именно через этот трубопровод нагнетается продувочный газ, и за счет конусности диска хранения трубопровод опорожняется вниз естественным образом.

На фиг.8B представлен на виде сбоку гибкий трубопровод 3b от его диска хранения до уровня моря. Вогнутый диск 4-1c хранения имеет верхнюю сторону в форме вогнутого усеченного конуса с положительным углом α, что благоприятно для фазы продувки гибких трубопроводов, поскольку в описании изобретения со ссылкой на фиг.7A и 7B именно по этому трубопроводу двухфазная смесь поднимается к плавучей платформе добычи (ППДХВ), и за счет конусности диска хранения трубопровод, сложенный по спирали на этот конический диск, опорожняется естественным образом к вращающемуся соединительному устройству 7, расположенному на оси ZZ′. На этой же фиг.8B показан этот трубопровод, практически пустой на своем горизонтальном участке 3-5, а двухфазная смесь, которая на по существу вертикальном участке 3-4 имеет пузырьки малого диаметра в нижней части и увеличивающегося диаметра по мере подъема смеси к диску хранения.

Для высоты участка 3-4 трубопровода от 30 до 35 м, соответствующей перепаду давления от 1,5 до 2 бар, в нижней части пузырьки имеют диаметр от 5 до 10 мм, а в верхней части за счет разности давления они имеют намного больший диаметр в несколько сантиметров или дециметров. Это дает эффект снижения объемной плотности двухфазной смеси во всей колонне текучей среды и способствует ее продвижению и отводу на уровне вращающегося диска. Это явление известно под англосаксонским названием «газлифт».

В режиме продувки, описанной со ссылками на фиг.7C и 7D, диск хранения трубопровода (фиг.7C) 3a (фиг.7D) возврата газа предпочтительно относится к типу конического вогнутого с положительным углом α.

В том случае, когда трубопровод возврата газа имеет внутренний диаметр меньше диаметра трубопроводов перекачки сжиженного природного газа (СПГ), предпочтительный процесс продувки содержит следующие два этапа:

- первый этап продувки трубопровода 3b путем нагнетания газа в трубопровод 3d, приводящий к полной продувке трубопровода 3b, но только к частичной продувке трубопровода 3c с учетом остаточного сжиженного природного газа (СПГ) на участке 3-4 трубопровода 3c в режиме использования различных клапанов, как это было описано применительно к фиг.7A. По окончании этого первого этапа трубопровод 3c остается заполненным сжиженным природным газом (СПГ) примерно на 15% внутреннего объема.

- затем закрывают клапан 30bc и открывают клапан 30ac,

- второй этап продувки выполняют путем нагнетания газа в трубопровод 3c и отвода через трубопровод 3a возврата газа меньшего диаметра при использовании различных клапанов, как это было описано применительно к фиг.7C. За счет того, что отвод осуществляется по трубопроводу 3a меньшего диаметра, расход газа, необходимый в трубопроводе 3c, значительно ниже для получения оптимальной скорости двухфазной текучей среды, соответствующей скорости газа выше 1,5 м/с, предпочтительно выше 3 м/с и еще более предпочтительно выше 5 м/с. Вследствие того, что сечение трубопровода 3a является меньшим, перекачка жидкости происходит медленнее, но продувка радикально улучшается в отношении конечного процента продувки двухфазной жидкости и общей продолжительности процесса.

После продувки трех трубопроводов 3a, 3b, 3c их наматывают обратно на соответствующие вращающиеся диски до тех пор, пока первое соединительное и клапанное устройство 13-1 не окажется на значительном расстоянии над уровнем воды, вплоть до уровня под нижним вращающимся диском, при этом гибкие трубопроводы объединены соединительным и клапанным устройством 13-1, как это показано на фиг.1D. Это соединительное и клапанное устройство 13-1 может оставаться укрепленным на нижних концах 3-6 трубопроводов 3a, 3b, 3c, которые оно объединяет.

В качестве примера устройство для перекачки по изобретению содержит:

- два гибких трубопровода перекачки сжиженного природного газа (СПГ), имеющие внутренний диаметр 500 мм и наружный диаметр 900 мм, причем каждый трубопровод имеет длину 216 м и состоит из восемнадцати одинаковых соединенных муфтами секций длиной 12 м, при этом вес пустого трубопровода составляет 300 кг/м,

- один гибкий трубопровод возврата газа, имеющий внутренний диаметр 250 мм и наружный диаметр 400 мм, причем трубопровод имеет длину 216 м и состоит из восемнадцати одинаковых соединенных трубчатыми муфтами секций длиной 12 м, при этом вес пустого трубопровода составляет 125 кг/м,

- соединительное и клапанное устройство 13, снабженное шаровыми клапанами 22, имеющими внутренний диаметр 500 мм для сжиженного природного газа (СПГ) и 250 мм для возврата газа, при этом клапаны 30ab-30ac-30bc являются мотыльковыми клапанами с проходным диаметром 250 мм, а вес устройства составляет 20 т,

- три диска 4 хранения с приводом от двигателя, имеющие наружный диаметр 23 м и центральный ствол диаметром 5 м, и их несущие конструкции с приводом от двигателя общим весом устройства примерно 1000 т.

Процесс продувки трубопроводов выполняют со скоростью газа 4 м/с, что при указанных условиях занимает в целом от 30 до 45 минут для достижения остаточного объема сжиженного природного газа (СПГ) ниже 1% общего объема трубопровода, что представляет примерно 425 л остаточного сжиженного природного газа (СПГ), дающего 250 м3 газообразного метана, который вновь сжижается на борту плавучей платформы добычи (ППДХВ).

1. Опорная конструкция (1), установленная в море жестко (1-2) или на плаву, оснащенная на поверхности устройством (4) хранения и направления гибких трубопроводов, выполненным с возможностью хранения и направления множества гибких трубопроводов (3, 3a-3b-3c), предпочтительно, по меньшей мере, трех гибких трубопроводов, отличающаяся тем, что устройство хранения и направления содержит:
- первую несущую конструкцию (5), опирающуюся на палубу (1c) опорной конструкции (1) или соединенную с ней вблизи борта (1d) опорной конструкции (1), предпочтительно вблизи продольной торцевой стенки опорной конструкции, причем первая несущая конструкция (5) поддерживает множество вращающихся дисков (4-1), расположенных один над другим,
- при этом каждый вращающийся диск (4-1, 4a, 4b, 4c) выполнен с возможностью механизированного привода первым мотором (6) во вращение вокруг центральной вертикальной оси (ZZ′) независимо от других дисков, предпочтительно вокруг одной и той же центральной вертикальной оси (ZZ′), каждый вращающийся диск содержит центральное отверстие (4-2), над которым установлен центральный ствол (4-3), на который и вокруг которого гибкий трубопровод (3, 3a-3b-3c) может быть намотан по плотной концентричной спирали увеличивающегося диаметра с опорой на верхнюю сторону (4-1a) диска, при этом центральное отверстие (4-2) вращающегося диска снабжено вращающимся соединительным устройством (7), обеспечивающим соединение между, с одной стороны, ближайшим к центральному стволу первым концом (3-1) гибкого трубопровода, намотанного вокруг центрального ствола, причем первый конец (3-1) трубопровода выполнен с возможностью приведения во вращение вместе с вращающимся диском, и, с другой стороны, концом (8-1) стационарного передаточного трубопровода (8), другой конец которого сообщается, по меньшей мере, с одним первым резервуаром (11) внутри опорной конструкции (1), и
- множество направляющих средств (10, 10a, 10b, 10c), причем каждое из направляющих средств выполнено с возможностью направлять участок (3-2) трубопровода на сходе с каждого вращающегося диска в продолжение намотанного на диске участка трубопровода таким образом, что различные участки (3-2) трубопроводов на сходе с различных вращающихся дисков расположены прямолинейно со смещением в различные положения в параллельном борту горизонтальном направлении (Y1Y1′), на различных высотах и могут принимать разные направления (α1, α2, α3) своих осевых вертикальных плоскостей (P1, P2, P3) относительно этого горизонтального направления (Y1Y1′), параллельного борту (1d).

2. Опорная конструкция (1) по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один гибкий трубопровод (3) намотан, по меньшей мере, частично, на центральном стволе (4-3) и вокруг него по плотной концентричной спирали увеличивающегося диаметра с опорой на вращающийся диск (4-1), причем центральный ствол имеет радиус больше минимального радиуса изгиба гибкого трубопровода, при этом предпочтительно, по меньшей мере, три гибких трубопровода намотаны соответственно на три вращающихся диска, при этом, по меньшей мере, один гибкий трубопровод имеет диаметр меньше, чем другие.

3. Опорная конструкция (1) по п.1, отличающаяся тем, что каждое направляющее средство расположено на отличной от других высоте соответственно напротив каждого вращающегося диска таким образом, что имеет возможность поддерживать промежуточный изогнутый участок (3-3) трубопровода между задним участком (3-4) трубопровода, занимающим, по существу, вертикальное положение вдоль борта (1d), и передним участком (3-2) трубопровода на сходе с диска в продолжение намотанного участка трубопровода, опирающегося на этот вращающийся диск, причем передний участок (3-2) трубопровода на сходе с диска проходит в воображаемой плоскости (P), по существу, касательной к поверхности верхней стороны (4-1a) диска, на которой намотан этот намотанный участок трубопровода, при этом различные задние участки (3-4) трубопроводов, находящиеся, по существу, в вертикальном положении вдоль борта, расположены в положениях со смещением относительно друг друга в направлении (Y2Y2′), параллельном борту, на сходе с блоков.

4. Опорная конструкция по п.3, отличающаяся тем, что каждое направляющее средство (10) содержит блок (10-1) с первой горизонтальной осью (Y1Y1′), имеющий возможность вращения вокруг своей первой оси, причем этот блок дополнительно выполнен с возможностью поворота, предпочтительно свободного, относительно второй вертикальной оси (Z1Z1′), проходящей по диаметру блока, причем вращение вокруг первой оси каждого блока предпочтительно управляется вторым мотором (10-6), предпочтительно синхронизированным с первым мотором (6) каждого указанного диска (4-1).

5. Опорная конструкция (1) по п.4, отличающаяся тем, что различные блоки (10a, 10b, 10c) расположены со смещением относительно друг друга в горизонтальном, параллельном борту направлении (Y1Y1′), на различных высотах, при этом верхняя точка каждого блока предпочтительно расположена, по существу, на уровне касательной плоскости (P) к верхней стороне (4-1a) вращающегося диска (4-1).

6. Опорная конструкция по п.5, отличающаяся тем, что каждый блок поддерживается второй несущей конструкцией (10-2), расположенной снаружи опорной конструкции и закрепленной на общем борту (1d) в отличном от других положении в указанном параллельном борту горизонтальном направлении (Y1Y1′), при этом каждый блок установлен с возможностью поворота вокруг второй вертикальной оси (Z1Z1′) относительно части (10-4, 10-5) второй несущей конструкции, прикрепленной к борту (1d).

7. Опорная конструкция (1) по любому из пп.1-6, отличающаяся тем, что каждый диск (4-1) содержит или взаимодействует на нижней стороне с роликами (4-5), выполненными с возможностью взаимодействия или соответственно поддерживаемыми элементами (4-5a) несущей конструкции, при этом каждый вращающийся диск содержит на уровне центрального отверстия подшипник (4-4), жестко соединенный с указанной несущей конструкцией (5) и обеспечивающий возможность вращение диска относительно первой несущей конструкции (5).

8. Опорная конструкция (1) по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один вращающийся диск (4-1d) имеет плоскую горизонтальную верхнюю сторону (4-1a).

9. Опорная конструкция (1) по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один вращающийся диск (4-1c) имеет верхнюю сторону в форме выпуклого усеченного конуса предпочтительно с углом γ при вершине от 160° до 178°.

10. Опорная конструкция (1) по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один вращающийся диск (4-1b) имеет верхнюю сторону (4-1a) в форме вогнутого усеченного конуса предпочтительно с углом γ при вершине от 160° до 178°.

11. Опорная конструкция (1) по п.1, отличающаяся тем, что оснащена числом n гибких трубопроводов (3a, 3b, 3c), каждый из которых взаимодействует соответствующим вращающимся диском на своем первом конце (3-1), при этом гибкие трубопроводы соединены друг с другом на своих вторых концах (3-6) первым соединительным и клапанным устройством (13-1), которое содержит число n первых, предпочтительно жестких, участков (21a, 21b, 21c) трубопроводов, удерживаемых в фиксированном положении относительно друг друга, предпочтительно параллельно друг другу, при этом число n является целым числом, по меньшей мере, равным трем, при этом каждый первый участок (21a, 21b, 21c) трубопровода содержит:
- на своем первом конце первый соединительный элемент (23-1a, 23-1b, 23-1c) трубопровода предпочтительно в виде охватываемой или охватывающей части автоматического соединителя, и
- на своем втором конце второй соединительный элемент, предпочтительно муфту, в сборе со вторым концом (3-6) указанного гибкого трубопровода, и
- при этом каждый первый участок (21a, 21b, 21c) трубопровода содержит между своими двумя концами число n-1 боковых соединений (30), допускающих сообщение соответственно с одним из числа n-1 других первых участков жестких трубопроводов, при этом каждое боковое соединение (30) содержит один первый клапан (30ab, 30bc, 30ac) сообщения, и
- первый соединительный клапан (22a, 22b, 22c), расположенный между первым соединительным элементом (23-1a, 23-1b, 23-1c) и указанным боковым соединением (30),
- при этом первые участки трубопроводов предпочтительно удерживаются параллельно с помощью первой жесткой опоры (24), с которой они соединены,
- при этом первые клапаны (30ab, 30bc, 30ac) сообщения являются предпочтительно мотыльковыми клапанами, а первые соединительные клапаны (22a, 22b, 22c) являются предпочтительно шаровыми клапанами.

12. Опорная конструкция (1) по п.11, отличающаяся тем, что гибкие трубопроводы проходят или выполнены с возможностью прохода между опорной конструкцией (1) и судном (2) предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, расположенным параллельно или в тандеме с опорной конструкцией (1, 1-1, 1-2) напротив ее борта (1d), а первое соединительное и клапанное устройство (13-1) соединено со вторым соединительным и клапанным устройством (13-2), расположенным или выполненным с возможностью расположения на борту судна (2) предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, при этом второе соединительное и клапанное устройство (13-2) содержит:
- число n вторых, предпочтительно жестких, участков (26a, 26b, 26c) трубопроводов,
- при этом каждый второй участок (26a, 26b, 26c) трубопровода сообщается на одном из своих концов с указанным вторым резервуаром (12) и на своем втором конце содержит первый ответный соединительный элемент (23-2a, 23-2b, 23-2c) трубопровода, при этом первый ответный соединительный элемент трубопровода выполнен с возможностью разъемного соединения с первым соединительным элементом (23-1a, 23-1b, 23-1c), при этом первый ответный соединительный элемент (23-2a, 23-2b, 23-2c) трубопровода предпочтительно выполнен в виде охватывающей или соответственно охватываемой части автоматического соединителя,
- при этом вторые участки (26a, 26b, 26c) трубопроводов удерживаются в фиксированном положении относительно друг друга, предпочтительно параллельно друг другу, чтобы обеспечить соединение первых ответных соединительных элементов (23-2a, 23-2b, 23-2c) с первыми соединительными элементами (23-1a, 23-1b, 23-1c),
- при этом каждый второй участок (26a, 26b, 26c) трубопровода содержит второй соединительный клапан (27a, 27b, 27c), выполненный с возможностью допускать или препятствовать течение текучей среды во втором участке трубопровода к первому ответному соединительному элементу или от него при своем открытом или соответственно закрытом положении,
- при этом вторые участки трубопроводов предпочтительно удерживаются параллельно с помощью второй жесткой опоры (25), с которой они соединены,
- при этом вторые соединительные клапаны (27a, 27b, 27c) предпочтительно являются шаровыми клапанами.

13. Способ перекачки жидкого или газообразного нефтепродукта, при котором нефтепродукт перекачивают, по меньшей мере, через два гибких трубопровода (3), предпочтительно, по меньшей мере, через три гибких трубопровода (3a, 3b, 3c), проходящих между опорной конструкцией (1) по любому из пп.1-12 и судном (2) предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, расположенным параллельно или в тандеме с опорной конструкцией (1) напротив ее борта (1d), при этом гибкие трубопроводы (3) направляют с помощью указанного устройства (4) хранения и направления.

14. Способ по п.13, отличающийся тем, что гибкие трубопроводы являются плавучими гибкими трубопроводами, которые плавают на поверхности, по меньшей мере, на участке (3-5) расстояния между опорной конструкцией (1) и судном (2) предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана.

15. Способ по п.13, отличающийся тем, что используют, по меньшей мере, один первый гибкий трубопровод, предпочтительно, по меньшей мере, два гибких трубопровода, первый и второй гибкие трубопроводы (3b, 3c), внутри которых сжиженный газ перекачивают между плавучей опорной конструкцией и, по меньшей мере, одним вторым резервуаром (12) указанного судна (2) предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, и третий гибкий трубопровод (3a), предпочтительно меньшего диаметра, чем первый и второй гибкие трубопроводы, внутри которого газ, соответствующий газовому своду второго резервуара, перекачивают от второго резервуара (12) к первому резервуару внутри плавучей опорной конструкции или к блоку (1b) сжижения на опорной конструкции перед перекачкой к первому резервуару (11).

16. Способ по п.13, отличающийся тем, что опорная конструкция (1) оснащена числом n гибких трубопроводов (3a, 3b, 3c), каждый из которых взаимодействует соответствующим вращающимся диском на своем первом конце (3-1), при этом гибкие трубопроводы соединены друг с другом на своих вторых концах (3-6) первым соединительным и клапанным устройством (13-1), которое содержит число n первых, предпочтительно жестких, участков (21a, 21b, 21c) трубопроводов, удерживаемых в фиксированном положении относительно друг друга, предпочтительно параллельно друг другу, при этом число n является целым числом, по меньшей мере, равным трем, при этом каждый первый участок (21a, 21b, 21c) трубопровода содержит:
- на своем первом конце первый соединительный элемент (23-1a, 23-1b, 23-1c) трубопровода предпочтительно в виде охватываемой или охватывающей части автоматического соединителя, и
- на своем втором конце второй соединительный элемент, предпочтительно муфту, в сборе со вторым концом (3-6) указанного гибкого трубопровода, и
- при этом каждый первый участок (21a, 21b, 21c) трубопровода содержит между своими двумя концами число n-1 боковых соединений (30), допускающих сообщение соответственно с одним из числа n-1 других первых участков жестких трубопроводов, при этом каждое боковое соединение (30) содержит один первый клапан (30ab, 30bc, 30ac) сообщения, и
- первый соединительный клапан (22a, 22b, 22c), расположенный между первым соединительным элементом (23-1a, 23-1b, 23-1c) и указанным боковым соединением (30),
- при этом первые участки трубопроводов предпочтительно удерживаются параллельно с помощью первой жесткой опоры (24), с которой они соединены,
- при этом первые клапаны (30ab, 30bc, 30ac) сообщения являются предпочтительно мотыльковыми клапанами, а первые соединительные клапаны (22a, 22b, 22c) являются предпочтительно шаровыми клапанами,
причем гибкие трубопроводы проходят или выполнены с возможностью прохода между опорной конструкцией (1) и судном (2) предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, расположенным параллельно или в тандеме с опорной конструкцией (1, 1-1, 1-2) напротив ее борта (1d), а первое соединительное и клапанное устройство (13-1) соединено со вторым соединительным и клапанным устройством (13-2), расположенным или выполненным с возможностью расположения на борту судна (2) предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, при этом второе соединительное и клапанное устройство (13-2) содержит:
- число n вторых, предпочтительно жестких, участков (26a, 26b, 26c) трубопроводов,
- при этом каждый второй участок (26a, 26b, 26c) трубопровода сообщается на одном из своих концов с указанным вторым резервуаром (12) и на своем втором конце содержит первый ответный соединительный элемент (23-2a, 23-2b, 23-2c) трубопровода, при этом первый ответный соединительный элемент трубопровода выполнен с возможностью разъемного соединения с первым соединительным элементом (23-1a, 23-1b, 23-1c), при этом первый ответный соединительный элемент (23-2a, 23-2b, 23-2c) трубопровода предпочтительно выполнен в виде охватывающей или соответственно охватываемой части автоматического соединителя,
- при этом вторые участки (26a, 26b, 26c) трубопроводов удерживаются в фиксированном положении относительно друг друга, предпочтительно параллельно друг другу, чтобы обеспечить соединение первых ответных соединительных элементов (23-2a, 23-2b, 23-2c) с первыми соединительными элементами (23-1a, 23-1b, 23-1c),
- при этом каждый второй участок (26a, 26b, 26c) трубопровода содержит второй соединительный клапан (27a, 27b, 27c), выполненный с возможностью допускать или препятствовать течению текучей среды во втором участке трубопровода к первому ответному соединительному элементу или от него при своем открытом или соответственно закрытом положении,
- при этом вторые участки трубопроводов предпочтительно удерживаются параллельно с помощью второй жесткой опоры (25), с которой они соединены,
- при этом вторые соединительные клапаны (27a, 27b, 27c) предпочтительно являются шаровыми клапанами,
при этом указанные гибкие трубопроводы оснащены указанным первым соединительным и клапанным устройством (13-1) и соединены со вторым соединительным и клапанным устройством (13-2), причем предпочтительно гибкие трубопроводы являются плавучими гибкими трубопроводами, и производят продувку плавучих гибких трубопроводов (3b, 3c), которые послужили для перекачки жидкого продукта, предпочтительно сжиженного природного газа (СПГ), от опорной конструкции (1) к судну (2) предпочтительно типа танкера для перевозки сжиженного метана, выполняя следующие последовательные этапы, на которых:
a) закрывают первые и вторые соединительные клапаны (22a-22b-22c, 27a-27b-27c) и отсоединяют друг от друга первое соединительное и клапанное устройство (13-1) и второе соединительное и клапанное устройство (13-2), и
b) нагнетают газ в первый конец (3-1) первого гибкого трубопровода (3b) от опорной конструкции (1) и открывают, по меньшей мере, первый клапан (30bc) сообщения между первым гибким трубопроводом (3b) и вторым гибким трубопроводом (3c) в сборе с первым соединительным и клапанным устройством (13-1), при этом другие первые клапаны (30ac, 30ab) сообщения закрыты, затем
c) закрывают первый клапан (30bc) сообщения между первым и вторым гибкими трубопроводами (3b, 3c), когда первый гибкий трубопровод (3b) достаточно опорожнен, предпочтительно, по существу, полностью опорожнен.

17. Способ по п.16, отличающийся тем, что после этапа c) полностью продувают второй гибкий трубопровод (3c), выполняя следующие последовательные этапы:
d) нагнетают газ от опорной конструкции (1) в первый конец (3-1) второго трубопровода (3c) и открывают первый клапан (3ac) сообщения между вторым гибким трубопроводом (3c) и третьим гибким трубопроводом (3a) меньшего диаметра, чем второй трубопровод, таким образом, что расход продувочного газа таков, что скорость газа составляет выше 1,5 м/с, предпочтительно выше 3 м/с и еще более предпочтительно выше 5 м/с, при этом другие первые клапаны (30ab, 30bc) сообщения закрыты, и
e) закрывают первый клапан (30ac) сообщения между вторым и третьим трубопроводами (3c, 3a), когда второй трубопровод (3c) достаточно опорожнен, предпочтительно, по существу, полностью опорожнен.

18. Способ по п.16, отличающийся тем, что когда все гибкие трубопроводы достаточно продуты, их наматывают обратно на их вращающиеся диски до тех пор, пока вторые концы (3-6) комплекта гибких трубопроводов не окажутся над водой, при этом предпочтительно первое соединительное и клапанное устройство (13-1) располагается непосредственно под самым нижним вращающимся диском, взаимодействующим с одним гибким трубопроводом.

19. Способ по п.18, отличающийся тем, что первый гибкий трубопровод (3b) наматывают на, по меньшей мере, один выпуклый вращающийся диск, имеющий верхнюю сторону в форме выпуклого усеченного конуса предпочтительно с углом γ при вершине от 160° до 178°.

20. Способ по п.18, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один второй или третий гибкий трубопровод (3c, 3a), предпочтительно оба - второй и третий трубопроводы (3c, 3a), используемые для перекачки жидкости, наматывают на, по меньшей мере, один вращающийся диск в форме вогнутого усеченного конуса, имеющий верхнюю сторону в форме вогнутого усеченного конуса предпочтительно с углом γ при вершине от 160° до 178°.

21. Способ по любому из пп.13-20, отличающийся тем, что опорная конструкция (1) представляет собой опорную конструкцию, установленную на плаву.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу определения ресурса защитного покрытия подземных стальных трубопроводов. Задачей изобретения является повышение достоверности учета изменения параметров работы станций катодной защиты при оценке ресурса защитного покрытия подземных стальных трубопроводов, достигается рассчитыванием показателя изменения силы тока катодной станции во времени, уточненного через n лет эксплуатации трубопровода α I n по зависимости где Ii - среднее значение силы тока катодной станции в τi-м году, А; n - общее количество лет эксплуатации трубопровода; Iн -начальное значение силы тока катодной станции, А; τi - текущее время эксплуатации трубопровода, лет.

Изобретение относится к исправлению дефектного кольцевого сварного соединения между трубными секциями трубопровода. Для устранения дефектов сварного шва используется механизм (20) вскрытия сварного шва.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и может быть использовано при увеличении глубины заложения действующих подземных трубопроводов. Заявленный способ позволяет обеспечить увеличение глубины заложения действующего трубопровода с исключением возможности его повреждения в процессе производства работ.

Изобретение относится к строительству трубопроводов и может быть использовано для демонтажа выработавших свой ресурс или не использующихся трубопроводов, находящихся под водой.

Изобретение относится к строительному производству и может быть использовано для бестраншейной замены подземных трубопроводов при ремонте и реконструкции подземных инженерных коммуникаций.

Изобретение относится к области магистрального трубопроводного транспорта жидкостей и газов и может быть использовано при осуществлении земляных работ в процессе подготовки к ремонту небольших по протяженности участков подземных трубопроводов, расположенных в заболоченных местах, где уровень грунтовых вод не позволяет производить ремонтные работы без предварительной подготовки, включающей выторфовку, отсыпку и водоотведение.

Изобретение относится к строительству переходов магистральных трубопроводов методом наклонно-направленного бурения с применением составного защитного футляра.

Изобретение относится к области строительства, а именно к конструкциям для защиты трубопроводов, проложенных на откосе, от ударных нагрузок, и может быть использовано при строительстве газопроводов в горной местности и в условиях вечной мерзлоты.

Изобретение относится к строительству трубопроводов. В заявленном способе выполняют монтаж трубопровода и устанавливают заглушки по его концам.

Изобретение относится к строительству трубопроводов, в частности в нефтегазовой промышленности, и может быть использовано при проведении строительных и ремонтных работ на газонефтепроводах.

Изобретение относится к строительству трубопроводов диаметром более 400 мм. Устройство содержит буровую головку (3) для бурения скважины от стартовой траншеи (5) вдоль линии (6) прокладки до целевой траншеи (7). Буровая головка (3) имеет режущее колесо (20) и соединена с узким соединительным устройством (8), обеспечивающим соединение с трубопрокладочным транспортным средством (9), находящимся на поверхности (10) земли. Соединительное устройство (8) выполнено с возможностью передачи необходимого для процесса бурения и прокладки усилия на буровую головку (3) от трубопрокладочного транспортного средства (9) и имеет режущее устройство, которое высвобождает находящийся перед соединительным устройством (8) в направлении прокладки грунт (2) и транспортирует его на поверхность земли. Технический результат: уменьшение ширины строительной полосы, повышение безопасности труда. 10 з.п. ф-лы, 22 ил.

Изобретение относится к системам для выравнивания по меньшей мере двух параллельных труб, кабелей или других протяженных элементов при выполнении морских работ. Технический результат - повышение надежности выравнивающего устройства, используемого в способе для выравнивания. Выравнивающее приспособление (166) для выравнивания второго протяженного элемента (28) с первым протяженным элементом (14) для подводной укладки указанных элементов в конструкции с размещением одного элемента на другом содержит: удерживающую конструкцию (168), выполненную с возможностью охвата первого элемента, которая имеет отверстие для размещения первого элемента таким образом, что обеспечена возможность перемещения первого элемента в продольном направлении через отверстие в направлении спуска; и места (180) крепления для опоры приспособления для поддержания или управления его продольным и/или наклонным положением относительно первого элемента при перемещении первого элемента через отверстие. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к системам для соединения параллельных труб, кабелей или других протяженных элементов при выполнении морских работ при их укладке. Устройство (126) и способ для зажимания протяженных элементов (14, 28) с параллельным размещением элементов во время подводной укладки, содержащее противоположные губки (128), выполненные с возможностью возвратно-поступательного перемещения, для сжатия частей зажима вместе вокруг протяженных элементов для сборки совмещающего зажима, обеспечивающего приложение усилий зажима к протяженным элементам. 4 н. и 24 з.п. ф-лы, 26 ил., 1 табл.

Изобретение относится к строительству переходов трубопроводов и может быть использовано для защиты от повреждений резиновой манжеты, герметизирующей межтрубное пространство перехода трубопровода. Устройство состоит из верхнего и нижнего полукорпусов, в сборе образующих две цилиндрические и коническую часть. Малым диаметром устройство устанавливают на трубопровод, а большим диаметром на кожух-футляр. На внутренней поверхности торцевых частей устройства выполнены углубления в виде тороидальной полости, которые служат посадочными местами для резинового герметизирующего шнура. Радиус шнура равен радиусу тороидальной полости, которая выполнена с возможностью плотной укладки резинового шнура с натягом для герметизации пространства между наружной поверхностью герметизирующей манжеты перехода и внутренней стенкой устройства. На нижней поверхности верхнего полукорпуса со стороны малого диаметра может быть выполнен отлив для прохода и герметизации защитных труб кабелей связи. Технический результат: сокращение сроков монтажа устройства и повышение надежности защиты резиновой манжеты. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и может быть использовано при ремонте магистрального трубопровода с заменой дефектного участка. В способе вырезают дефектный участок трубопровода с образованием в котловане разноплечих труб. Один из концов ремонтной «катушки» оснащают раструбом, неподвижно соединенным с ним с помощью металлической манжеты. Диаметр внутренней уплотнительной губы металлической манжеты равен диаметру наружной поверхности трубы трубопровода, а диаметр ее внешней уплотнительной губы не менее чем на 10 мм превышает диаметр внутренней поверхности раструба. Монтаж ремонтной «катушки» производят размещением ее раструба на короткоплечую трубу трубопровода. Противоположный конец ремонтной «катушки» центрируют с концом длинноплечей подвижной трубы трубопровода с помощью ложемента, соединенного с подъемным механизмом, и сваривают. В раструб ремонтной «катушки» путем синхронного закручивания стяжных винтов разъемного монтажного устройства запрессовывают металлическую манжету, помещенную на короткоплечую трубу трубопровода. Металлическую манжету сваривают с короткоплечей трубой трубопровода и раструбом ремонтной «катушки». 6 ил.
Изобретение относится к прокладке трубопроводов под автомобильными и железными дорогами. Готовят рабочий и приемный котлованы. Укладывают на дно рабочего котлована направляющую раму, на последнюю укладывают трубу, диаметр которой в 2-31 раз меньше диаметра футляра трубопровода. Предварительно изготавливают направляющий канал малого диаметра по оси заданного расположения футляра, помещают в него маломощное линейное взрывчатое вещество (ВВ), подрывают его, затем в полученный направляющий канал большего диаметра вводят направляющую трубу, в которой предварительно вставлена труба с коническим наконечником. Прокол грунта ведут привариванием больших отрезков труб до выхода конического наконечника в приемную траншею, извлекают направляющую трубу и трубу, выполняющую прокол. В образовавшийся канал протягивают расчетный заряд линейного ВВ и подрывают его, а в образовавшийся канал устанавливают футляр. Для предотвращения обвала краев грунта заполнение канала ВВ производят, отступая от его краев на 100-150 мм. Изобретение упрощает и значительно ускоряет прокладку трубопровода под дорогой. 1 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относится к автономным устройствам для перемещения диагностического оборудования внутри трубопровода. Внутритрубное транспортное средство содержит полимерный приводной цилиндрический винт, установленный на приводном валу передаточного редуктора. За счет сцепления приводного винта с внутренней поверхностью трубопровода транспортное средство двигается с установленной системой управления скоростью. Двигатель редуктора и система управления питаются от аккумуляторных батарей и от генератора с аэродинамическим винтом. По второму варианту внутритрубное транспортное средство содержит два соосных приводных цилиндрических винта из полимерных материалов, имеющих разнонаправленное расположение витков. Первый винт выполнен с полым валом с возможностью размещения внутри него вала второго винта. Технический результат: повышение тягового усилия при перемещении и надежности сцепления внутритрубного транспортного средства со стенками трубопровода за счет увеличения площади соприкосновения приводного элемента и внутренней стенки трубопровода. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и может быть использовано при прокладки трубопровода. Опора трубопровода, содержащая наружную опорную стенку, внутреннюю опорную стенку, соединяющий участок для поддержания наружной опорной стенки и внутренней опорной стенки в фиксированном, разнесенном одна от другой взаимном положении, соединяющий участок простирается между верхней частью внутренней опорной стенки и верхней частью наружной опорной стенки, для формирования седловидной опоры трубопровода, причем седловидная опора трубопровода прервана по меньшей мере парой радиально простирающихся и пересекающихся желобов для укладки трех или более подобных опор трубопровода во взаимосвязанное штабелированное соединение. Опора трубопровода предназначена к применению, в траншее и вне траншеи, для поддержания трубопровода во время сборки, установки, испытания и эксплуатации. 20 з.п. ф-лы, 48 ил.

Группа изобретений относится к строительству трубопроводов в туннелях. Структурная несущая система трубопровода содержит прикрепленные непосредственно к стенам туннеля балки, имеющие в продольном направлении форму дуги. К балке привинчена опорная конструкция роликов с собственным источником энергии/электроприводом. Балки состоят из отдельных или модульных секций, повторяющих геометрический контур туннеля, в котором они размещены. Техническое решение позволяет осуществлять сборку несущей конструкции поэтапно для каждой линии независимо с каждой стороны туннеля. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 19 ил.
Изобретение относится к строительству и может быть использовано при сооружении прямолинейных участков подземных магистральных трубопроводов различного назначения. Способ прокладки подземного магистрального трубопровода включает отрывку траншеи, монтаж трубопровода на лежках, укладку его в траншею и засыпку траншеи грунтом. Перед укладкой трубопровода выполняется герметизация стыков - трубопровод заваривают с обоих концов, давление в трубопроводе повышают до избыточного, но меньше рабочего. Затем сдвигают хвостовую часть трубопровода в сторону траншеи, где он под действием силы тяжести зависает, фиксируясь стенками траншеи от поперечного перемещения. При дальнейшей сдвижке происходит самоукладка трубопровода в траншею: хвостовая часть трубопровода пружинисто опускается на дно траншеи и в этот момент образуется бегущая волна, снимающая трубопровод с лежек, а боковая составляющая пространственного изгиба сдвигает трубопровод в траншею. После засыпки траншеи грунтом давление в трубопроводе повышают до испытуемого. Технический результат: повышение темпов строительства.
Наверх