ПОДВОДНОЕ СОЕДИНИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО И СПОСОБ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СОЕДИНЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА Российский патент 2024 года по МПК F16L1/26 

Область техники, к которой относится изобретение.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к подводным соединительным устройствам (ПСУ), предназначенным для соединения подводных трубопроводов, а также к способу соединения подводных трубопроводов. Предложенное изобретение, в частности, предназначено для удаленного соединения подводного трубопровода посредством применения телеуправляемого необитаемого подводного аппарата (ТНПА) с трубопроводом различных подводных модулей, предназначенных для добычи, сбора или транспортировки пластового флюида на подводных месторождениях углеводородов.

Уровень техники.

Специфическими особенностями проведения морских операций по соединению подводных трубопроводов морских нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе, представляющих собой один из наиболее затратных этапов жизненного цикла любого морского нефтегазового месторождения, являются: чрезвычайно ограниченное время возможности проведения морских операций (т.н. «погодные окна», как правило - теплое время года, максимум 5-6 месяцев, в оставшееся время подводное оборудование недоступно в силу невозможности использования установочных судов и судов обеспечения из-за сильного волнения, низких температур и ледового покрова моря); ограниченный парк судов, ограниченная возможность использования современного высокотехнологичного оборудования для установки и монтажа (например, ограниченный парк ТНПА); разная степень квалификации и опыта персонала, доступного для привлечения для проведения морских операций. Таким образом, ключевой задачей разработки ПСУ является максимальное упрощение и оптимизация конструкции ПСУ, с целью минимизации затрат при осуществлении подводных соединений.

Из уровня техники известно устройство для подводного соединения трубопровода, которое содержит установленную на дне платформу, на которой располагают участок трубопровода с установленным на нем устройством соединения в виде фланца, также на платформе установлена стойка с направляющими для посадки на них спускаемого участка трубопровода. Согласно изобретению Т-образный кронштейн монтируется на трубопроводе, который необходимо спустить с судна для присоединения к трубопроводу проложенному на дне. Далее Т-образный кронштейн опускают по направляющим к месту стыковки трубопроводов, до момента пока траверса кронштейна не опустится по направляющим на стойку. Затем водолаз соосно соединяет фланцы трубопроводов и вручную производит их соединение посредством закручивания болтов. После соединения трубопровода, Т-образный кронштейн отсоединяется и поднимается на судно и в случае необходимости присоединения к следующего участку трубопровода, подлежащему спуску под воду (см. US 3724061 А1, опубл. 03.04.1973, B23Q 3/00, 7 л.).

Недостатком известного аналога является низкая автоматизация процесса соединения и, как следствие, значительное использование ручных операций, осуществляемых водолазом, что приводит к повышенным временным затратам при его использовании.

Из уровня техники известно устройство для подводного соединения трубопровода, в котором приемное устройство обеспечивает частичную автоматизацию процесса соединения (см. US 4102146 А1, опубл. 25.07.1978, B23Q 3/00, F16L 1/00, 9 л.). Устройство содержит подводный модуль, установленный на дне водоема на месте соединения трубопровода, включающий седло, имеющее полутрубчатую форму для приема спускаемого трубопровода, зажим с гидроприводом, шарнирно установленный на седле и наклонные пластины, расходящиеся вверх от седла. Модуль также содержит гидропривод обеспечивающий возможность его поворота в горизонтальной плоскости и наклона в вертикальной плоскости и гидропривод, обеспечивающий подтягивание уже проложенного на дне трубопровода к седлу в котором закреплен спущенный участок трубопровода. В представленном решении наклонные пластины позволяют спускаемому трубопроводу четко садиться в седло, даже если он не находится точно по центру последнего. За счет выполнения возможности поворота и наклона седла, для ловли спускаемого участка трубопровода значительно упрощается операция спуска вследствие снижения требования точности. Применяемые гидроприводы обеспечивают значительную механизацию работ по соединению трубопровода.

Недостатком данного решения является необходимость спуска водолаза к месту расположения модуля для управления работой устройства. При этом водолазные работы усложняют и ограничивают глубину проведения работ, а также негативно сказываются на времени необходимом для соединения трубопроводов.

Из уровня техники известно подводное соединительное устройство, в котором проведение всех операций, связанных с управлением его работой и соединением трубопровода осуществляются посредством ТНПА, управляемым удаленным оператором, размещенным на судне (см. US 2014186120 А1, опубл. 03.07.2014, F16L 1/26, 11 л.). Известное решение включает оконечное устройство, стойку, посадочную балку, соединительный хомут, уплотнительное кольцо, съемный направляющий шест и съемный инструмент подтягивания. Оконечное устройство размещено на конце стыкуемого подводного трубопровода и содержит опорную часть для взаимодействия с посадочной балкой, имеющую направляющую воронку для взаимодействия оконечного устройства со съемным направляющим шестом, фиксированную часть, закрепленную на опорной части и имеющую ложемент для съемного инструмента подтягивания с выдвигающимся штоком. Также известное ПСУ включает выдвижную часть, имеющую фронтальную пластину и выполненную с возможностью перемещения относительно фиксированной части посредством инструмента подтягивания. Стойка содержит фронтальную пластину с размещенной на ней соединительной втулкой, соединенной с уже проложенным подводным трубопроводом. Посадочная балка включает средства для установки съемного направляющего шеста. Соединительный хомут выполнен с возможностью соединения подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля путем обжатия втулок после перемещения одной втулки к другой посредством выдвижной части оконечного устройства. Соединительный хомут включает стыковочный штифт, размещенный на кронштейне, служащий для взаимодействия с оборудованием для монтажа и демонтажа соединительного хомута и направляющие штифты с целью обеспечения возможности фиксации соединительного хомута на фронтальной пластине стойки или фронтальной пластине оконечного устройства при помощи поворотных фиксаторов соответственно.

При этом, несмотря на существенную автоматизацию процесса, данному ПСУ присущи и недостатки, заключающиеся в возможности повреждения соединительного хомута при его взаимодействии с фронтальными пластинами стойки и оконечного устройства. Такое взаимодействие происходит как при перемещении выдвижной части оконечного устройства в штатном режиме работы ПСУ, так и в случае перемещения соединительного хомута для его ремонта и обслуживания, в частности, при последующей установке на фронтальную пластину стойки. Поскольку все операции производятся в подводных условиях, то выход соединительного хомута из строя приведет к длительному простою оборудования ввиду необходимости извлечения поврежденного хомута, доставку его на поверхность моря и замену новым.

В связи с этим существует потребность в защитных средствах, которые бы препятствовали повреждению соединительного хомута вследствие воздействия ударных нагрузок, которые могут возникать при осуществлении манипуляций удаленно от оператора в подводных условиях при помощи вспомогательных средств, таких как ТНПА. Одновременно такие средства должны иметь минимально необходимые массу и габариты для исключения их влияния на процесс соединения частей трубопровода.

Раскрытие сущности изобретения.

Задачей предложенного изобретения является устранения указанного выше недостатка и заключается в обеспечении надежности подводного соединительного устройства при минимальных конструктивных изменениях его составных частей и тем самым снижении вероятности простоя оборудования.

Технический результат заключается в обеспечении возможности восприятия и демпфирования ударных нагрузок, возникающих в случае контакта между фронтальными пластинами стойки и оконечного устройства и соответствующими боковыми сторонами соединительного хомута, как при штатном соединении подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля, так и при обслуживании и ремонте соединительного хомута. При этом положение средства для восприятия ударных нагрузок на соединительном хомуте позволяет отказаться от необходимости распределения таких средств по окружности вокруг отверстия хомута служащего для размещения соединительной втулки и сохранить при этом способность восприятия вышеуказанных ударных нагрузок. В результате, обеспечивается возможность восприятия ударных нагрузок на соединительный хомут без существенного повышения массовых характеристик ПСУ, а, следовательно, снижается вероятность поломки соединительного хомута и обеспечивается возможность удержания в допустимых пределах временных ресурсов, затрачиваемых на соединение, из-за снижения вероятности простоя оборудования вследствие такой поломки.

Технический результат достигается тем, что ПСУ включает оконечное устройство, стойку, посадочную балку, соединительный хомут, уплотнительное кольцо, съемный направляющий шест и съемный инструмент подтягивания. При этом оконечное устройство размещено на конце стыкуемого подводного трубопровода и содержит опорную часть для взаимодействия с посадочной балкой, имеющую направляющую воронку для взаимодействия оконечного устройства со съемным направляющим шестом, фиксированную часть, закрепленную на опорной части и имеющую ложемент для съемного инструмента подтягивания с выдвигающимся штоком. Также согласно изобретению ПСУ включает выдвижную часть, имеющую фронтальную пластину и выполненную с возможностью перемещения относительно фиксированной части посредством съемного инструмента подтягивания, шток которого воздействует на фронтальную пластину выдвижной части, перемещая соединительную втулку стыкуемого подводного трубопровода, размещенную на фронтальной пластине, по направлению к ответной соединительной втулке трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля. Стойка размещена на подводном нефтегазодобычном модуле и содержит фронтальную пластину с размещенной на ней соединительной втулкой, соединенной с трубопроводом подводного нефтегазодобычного модуля, по направлению к которой в процессе соединения ПСУ перемещается фронтальная пластина с размещенной на ней соединительной втулкой стыкуемого подводного трубопровода. Посадочная балка также размещена на подводном нефтегазодобычном модуле и предназначена для взаимодействия с опорной частью оконечного устройства и включает средства для установки съемного направляющего шеста. Кроме того, согласно изобретению соединительный хомут выполнен с возможностью соединения подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля путем обжатия втулок после перемещения одной втулки к другой посредством выдвижной части оконечного устройства. Соединительный хомут включает стыковочный штифт, размещенный на кронштейне, служащий для взаимодействия с оборудованием для монтажа и демонтажа соединительного хомута и направляющие штифты с целью обеспечения возможности фиксации соединительного хомута на фронтальной пластине стойки или фронтальной пластине оконечного устройства при помощи поворотных фиксаторов соответственно. При этом на фронтальной и задней сторонах соединительного хомута имеется только один стыковочный демпфер, размещенный между направляющими штифтами и смещенный вниз относительно отверстия для соединительной втулки. Уплотнительное кольцо, размещается в процессе соединения ПСУ между втулками и обеспечивает вместе с коническими поверхностями втулок в процессе обжатия соответствующими пазами обжимающих сегментов соединительного хомута герметизацию соединения подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля.

Использование предложенного устройства позволяет производить удаленное соединение подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля, которое осуществляется без использования водолазов или иных средств присутствия человека. Все операции по соединению могут быть осуществлены с применения ТНПА или иных средств с удаленным управлением.

При этом спуск оконечного устройства происходит с возможностью его самовыравнивания для обеспечения соосности втулок подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля. Самовыравнивание обеспечивается за счет наличия опорной части для взаимодействия с посадочной балкой стойки и за счет направляющей воронки служащей для взаимодействия с направляющим шестом, устанавливаемым на стойке. В результате не требуется дополнительных манипуляций со стороны кранового судна (обеспечивающего спуск и наведение оконечного устройства) и операторов ТНПА, что в свою очередь приводит к сокращению времени требуемого на соединение.

Кроме того, наличие на обеих сторонах соединительного хомута по стыковочному демпферу, размещенному между направляющими штифтами и смещенному вниз относительно отверстия служащего для размещения соединительной втулки позволяет при проведении штатной операции соединения, осуществляемой при помощи ПСУ, а именно финального этапа подтягивания выдвижной части оконечного устройства к втулке, размещенной на стойке ПСУ, воспринимать ударные нагрузки между фронтальными пластинами стойки и оконечного устройства и стенками соединительного хомута. Это связано с тем, что стыковочный демпфер выступает промежуточным элементом между каждой из фронтальных пластин и соответствующей ей стенкой соединительного хомута.

При этом ввиду того, что соединительный хомут снабжен направляющими штифтами на каждой из его сторон, которые способствуют направлению движения соединительного хомута относительно каждой из фронтальных пластин, то при вхождении направляющих штифтов в соответствующие отверстия последних пространственное положение хомута будет определено и ограничено в двух плоскостях (поперечной и вертикальной). В результате, достаточно использовать только один стыковочный демпфер на каждой из сторон соединительного хомута и при этом обеспечить восприятие вышеуказанных ударных нагрузок ввиду того, что фронтальная пластина и соответствующая ей сторона соединительного хомута на конечном этапе их взаимодействия перемещаются по существу параллельно относительно друг друга или с незначительным угловым отклонением, вызванным технологическими особенностями изготовления направляющих и соответствующих им отверстий. Тем самым взаимодействие между фронтальной пластиной и соответствующей ей стороной соединительного хомута при их сближении будет обеспечиваться посредством только одного стыковочного демпфера. Как следствие, снижаются ударные нагрузки на элементы ПСУ, а его массовые характеристики повышаются незначительно ввиду возможности использования только одного демпфера.

Также стыковочный демпфер обеспечивает снижение ударных нагрузок и при проведении сервисного обслуживания соединительного хомута. В этом случае выдвижную часть оконечного устройства отодвигают от стойки и разблокируют возможность горизонтального перемещения хомута и возвращают ПСУ в положение, которое оно имело сразу после спуска оконечного устройства на посадочную балку. В результате обеспечивается возможность перемещения соединительного хомута, его снятия и обслуживания, включая ремонт или полную замену. При этом горизонтальные перемещения соединительного хомута при его установке после обслуживания осуществляются также как и в случае упомянутой выше штатной операции соединения, осуществляемой при помощи ПСУ, то есть с использованием направляющих и стыковочного демпфера на каждой из его сторон. В результате, также снижаются ударные нагрузки на элементы ПСУ при незначительно повышении его массовых характеристик.

Вместе с тем следует отметить, что нижнее расположение стыковочного демпфера относительно отверстия соединительного хомута также способствует и восприятию ударных нагрузок от различных внешних объектов. Это связано с тем, что на конечном этапе заведения соединительного хомута на ПСУ, с целью последующего горизонтального перемещения к соответствующему посадочному месту, в случае неточных сигналов оператора или иных причин могут происходить удары в его нижнюю часть от внешних выступающих объектов, например, таких как верхняя часть одной из фронтальных пластин. На данном этапе соединительный хомут, как правило, уже имеет пространственное положение относительно горизонта максимально приближенное к его положению на ПСУ, то есть нижняя его часть направлена вниз к морскому дну. Тем самым при перемещении соединительного хомута при помощи ТНПА имеется возможность восприятия ударных нагрузок от воздействий, приходящихся в область размещения стыковочного демпфера.

В результате использование заявленного изобретения способствует восприятию ударных нагрузок на соединительный хомут без существенного повышения массовых характеристик ПСУ, а, следовательно, снижению вероятности поломки соединительного хомута и обеспечению удержания в допустимых пределах временных ресурсов, затрачиваемых на соединение, из-за снижения вероятности простоя оборудования вследствие такой поломки.

В частном случае выполнения ПСУ стыковочный демпфер предпочтительно выполнен в виде цилиндрической втулки со сферической фронтальной поверхностью.

Предпочтительно средства установки съемного направляющего шеста на посадочной балке выполнены в виде гнезда имеющего возможность установки в него съемного направляющего шеста.

Предпочтительно втулки закреплены на фронтальных пластинах посредством фиксирующих полуколец.

Предпочтительно стыковочный штифт установлен на соединительном хомуте посредством кронштейна.

Предпочтительно фиксация направляющих штифтов соединительного хомута во фронтальных пластинах осуществляется посредством поворотных фиксаторов соответственно.

Предпочтительно опорная часть оконечного устройства содержит боковые пластины, зафиксированные под углом относительно вертикальной плоскости и образующие направляющий конус, для посадочной балки; передний и задний посадочные стержни, расположенные между боковыми пластинами и выполненные с возможностью взаимодействия с ответными им передней и задней фронтальными пластинами посадочной балки с их противоположных сторон соответственно. Также опорная часть содержит переднюю и заднюю посадочные пластины, расположенные между боковыми пластинами и обеспечивающие вертикальный упор опорной части на посадочной балке. При этом передний стержень расположен ниже заднего стержня, передняя посадочная пластина расположена выше задней пластины, а передние стержни и пластины расположены дальше задних по оси от места стыковки втулок подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля.

Предпочтительно боковые пластины опорной части зафиксированы под углом 5 градусов относительно вертикальной плоскости.

Предпочтительно на переднем и заднем посадочных стержнях выполнен продольный плоский срез цилиндрической поверхности.

Предпочтительно фиксированная часть оконечного устройства содержит фиксатор выполненный с возможностью фиксации выдвижной части относительно фиксированной части.

Предпочтительно фиксатор представляет собой штифт, выполненный с возможность поворота на 180 градусов и входящий в одном из своих положений в ответный полукруглый паз выдвижной части с возможностью фиксации последней.

Предпочтительно поворот фиксаторов осуществляется посредством подводного инструмента-ключа.

Предпочтительно в ложементе для съемного инструмента подтягивания выполнено полукольцевое углубление для посадки в него соответствующего кольцевого выступа съемного инструмента для подтягивания.

Предпочтительно в ложементе и кольцевом выступе съемного инструмента подтягивания выполнены отверстия для штифтов-фиксаторов.

Предпочтительно оконечное устройство содержит направляющие стержни, закрепленные на его фронтальной пластине и выполненные с возможностью вхождения в гнезда, выполненные на фронтальной пластине стойки.

Предпочтительно герметизация соединения осуществляется посредством обжатия конических поверхностей втулок подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля и уплотнительного кольца, размещаемого между втулками, соответствующими пазами обжимающих сегментов соединительного хомута.

Также технический результат достигается за счет способа соединения подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля посредством ПСУ, включающего оконечное устройство, стойку, посадочную балку, соединительный хомут, уплотнительное кольцо, съемный направляющий шест и съемный инструмент подтягивания. Согласно способу размещают на фронтальной пластине стойки соединительный хомут, на каждой из сторон которого имеется только один стыковочный демпфер, размещенный между направляющими штифтами и смещенный вниз относительно отверстия для соединительной втулки. Обжимающие сегменты находятся в открытом положении и направляющие штифты соединительного хомута фиксируются посредством поворотных фиксаторов. Далее устанавливают съемный направляющий шест в средство для установки съемного направляющего шеста посадочной балки стойки, спускают оконечное устройство с обеспечением взаимодействия направляющей воронки его опорной части с вершиной съемного направляющего шеста, после чего перемещают оконечное устройство вдоль съемного направляющего шеста до момента посадки опорной части оконечного устройства на посадочную балку. Следующим этапом устанавливают съемный инструмент подтягивания на ложемент фиксированной части оконечного устройства с обеспечением взаимодействия одного из концов его штока с фронтальной пластиной выдвижной части оконечного устройства. Приводят в действие съемный инструмент подтягивания с обеспечением выдвижения его штока и перемещения выдвижной части оконечного устройства относительно фиксированной части по направлению к стойке до контакта втулок подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля. При перемещении выдвижной части обеспечивают вхождение направляющих стержней в гнезда с последующим упором стыковочного демпфера соединительного хомута в ответную ему фронтальную пластину выдвижной части. В конце осуществляют обжатие втулок и размещенного между ними уплотнительного кольца при помощи соединительного хомута, тем самым обеспечивая герметизацию соединения.

При осуществлении данного способа, осуществляемого с использованием описанного выше ПСУ, также проявляются и все преимущества последнего по причинам указанным выше. Тем самым при применении заявленного способа обеспечивается восприятие ударных нагрузок на соединительный хомут без существенного повышения массовых характеристик ПСУ, а, следовательно, снижается вероятность поломки соединительного хомута и обеспечивается удержание в допустимых пределах временных ресурсов, затрачиваемых на соединение, из-за снижения вероятности простоя оборудования вследствие такой поломки.

В частном случае осуществления предложенного способа установку съемного направляющего шеста в гнезде посадочной балки предпочтительно осуществляют посредством ТНПА.

Предпочтительно съемный инструмент подтягивания представляет собой гидроцилиндр, а приведение его в действие осуществляют посредством подачи гидравлической жидкости с ТНПА.

Предпочтительно при перемещении фронтальной пластины выдвижной части относительно фронтальной пластины стойки обеспечивается вхождение направляющих стержней оконечного устройства в гнезда, выполненные на фронтальной пластине стойки.

Предпочтительно осуществляют установку уплотнительного кольца между поверхностями втулок частей трубопровода.

Предпочтительно обжатие втулок частей трубопровода осуществляют закрытием обжимающих сегментов соединительного хомута с применением съемного вращательного инструмента, управляемого ТНПА, обеспечивая пластическую деформацию уплотнительного кольца.

Предпочтительно после установки съемного инструмента подтягивания на ложемент осуществляют разблокировку фиксатора обеспечивающего фиксацию выдвижной части относительно фиксированной части.

Резюмируя вышеизложенное следует отметить, что заявленное подводное соединительное устройство и способ соединения подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля посредством подводного соединительного устройства позволяют обеспечить возможность восприятия ударных нагрузок на соединительный хомут без существенного повышения массовых характеристик ПСУ, а, следовательно, снизить вероятность поломки соединительного хомута и обеспечить удержание в допустимых пределах временных ресурсов, затрачиваемых на соединение, из-за снижения вероятности простоя оборудования вследствие такой поломки.

Краткое описание чертежей.

Заявленное изобретение поясняется следующими фигурами.

Фиг. 1 показывает общий вид подводного соединительного устройства.

Фиг. 2 показывает вид сбоку на оконечное устройство.

Фиг. 3 показывает общий вид узла стойка-посадочная балка.

Фиг. 4 - показывает общий вид соединительного хомута.

Фиг. 5 - показывает опорную часть оконечного устройства с боковыми пластинами.

Фиг. 6 показывает в разрезе вид опорной части оконечного устройства установленной на посадочную балку.

Фиг. 7 - показывает в разрезе выдвижную и фиксированную части оконечного устройства в месте выполнения канавки для фиксатора и отверстий под штифты-фиксаторы.

Фиг. 8 показывает продольное сечение соединительного хомута с установленным уплотнительным кольцом и втулками подводного трубопровода и трубопровода нефтегазодобычного модуля.

Осуществление изобретения.

Как показано на фиг. 1 чертежей подводное соединительное устройство (ПСУ) состоит из шести основных частей: оконечного устройства (1), размещенного на конце стыкуемого подводного трубопровода; стойки (2), размещенной на подводном нефтегазодобычном модуле; соединительного хомута (4), выполненного с возможностью соединения подводного трубопровода (12) и трубопровода (21) подводного нефтегазодобычного модуля; уплотнительного кольца (5), размещенного в процессе соединения ПСУ между втулками соединяемых участков трубопровода (12, 21); съемного направляющего шеста (6); съемного инструмента (7) подтягивания.

На фиг. 2 чертежей представлено оконечное устройство (1) содержащее:

опорную часть (8) для взаимодействия с посадочной балкой (3), имеющую направляющую воронку (13) для взаимодействия оконечного устройства (1) со съемным направляющим шестом (6);

фиксированную часть (9), закрепленную на опорной части (8) и имеющую ложемент (15) для съемного инструмента подтягивания (7) (показан на фиг. 1) с выдвигающимся штоком;

выдвижную часть (10), имеющую фронтальную пластину (14) и выполненную с возможностью перемещения относительно фиксированной части (9) посредством съемного инструмента (7) подтягивания, шток которого воздействует на фронтальную пластину (14) выдвижной части (10), перемещая соединительную втулку (11) стыкуемого подводного трубопровода (12), размещенную на фронтальной пластине (14), по направлению к ответной соединительной втулке (20) трубопровода (21) подводного нефтегазодобычного модуля.

Фиксированная часть (9) оконечного устройства (1) содержит фиксатор (16) выполненный с возможностью фиксации выдвижной части (10) относительно фиксированной части (9), что повышает надежность работы ПСУ, исключая самопроизвольное перемещение выдвижной части (10). При этом фиксатор (16) представляет собой штифт, выполненный с возможность поворота на 180 градусов и входящий в одном из своих положений в ответный полукруглый паз (38) выдвижной части (10) с возможностью фиксации последней (см. фиг. 7).

Кроме того, как показано на фиг. 2 и фиг. 3 оконечное устройство (1) содержит направляющие стержни (19), закрепленные на его фронтальной пластине (14) и выполненные с возможностью вхождения в гнезда (25), выполненные на фронтальной пластине (22) стойки (2)

Как показано на фиг. 3 стойка (2) ПСУ размещена на подводном нефтегазодобычном модуле и содержит фронтальную пластину (22) с размещенной на ней соединительной втулкой (20), соединенной с трубопроводом (21) подводного нефтегазодобычного модуля, по направлению к которой в процессе соединения ПСУ перемещается фронтальная пластина (14) с размещенной на ней соединительной втулкой (11) стыкуемого подводного трубопровода (12). Посадочная балка (3) также размещена на подводном нефтегазодобычном модуле, предназначена для взаимодействия с опорной частью (8) оконечного устройства (1) и включает средства (23) для установки съемного направляющего шеста (6) выполненные в виде гнезда.

Как показано на фиг. 4 соединительный хомут (4) включает стыковочный штифт (29), размещенный на кронштейне (28), служащий для взаимодействия с оборудованием управляемым ТНПА для монтажа или демонтажа соединительного хомута (4) в целях его ремонта, замены и т.д. и направляющие штифты (26) с целью обеспечения возможности фиксации соединительного хомута (4) на фронтальной пластине (22) стойки (2) или фронтальной пластине (14) оконечного устройства (1) при помощи поворотных фиксаторов (18, 24) соответственно.

При этом на фронтальной и задней сторонах соединительного хомута (4) имеется только один стыковочный демпфер (27), воспринимающий ударные нагрузки и размещенный между направляющими штифтами (26) и смещенный вниз относительно отверстия для соединительной втулки (20).

Стыковочный демпфер (27) может быть выполнен, например, из упругого материала, подбираемого для каждого размера ПСУ отдельно в зависимости от усилий, которые он предположительно должен воспринимать. Тем самым в случае внешнего воздействия на стыковочный демпфер (27) нагрузки, передаваемые им на соединительный хомут (4) будут восприниматься самим материалом демпфера путем его деформации и таким образом снижаться. Также такая конструкция демпфера позволяет гасить возможные колебания соединительного хомута (4) при перемещении обжимающих сегментов (40), воздействии ТНПА или фронтальной пластины (14) оконечного устройства при ее приближении к соединительному хомуту (4) и т.п.Вместе с тем могут быть использованы и любые другие конструкции демпферов, обеспечивающие восприятие необходимых нагрузок и колебаний.

В частном случае выполнения стыковочный демпфер (27) может быть в виде цилиндрической втулки со сферической фронтальной поверхностью, которая при помощи проходящих через нее крепежных средств закрепляется на соединительном хомуте (4).

Стыковочный демпфер (27) воспринимает ударные нагрузки при подтягивании втулки (11) выдвижной части (10) оконечного устройства (1) к втулке (20) стойки (2) ПСУ. Кроме того, вследствие такого расположения стыковочного демпфера (27) он последним выходит из области между фронтальными пластинами (12, 22) оконечного устройства (1) и стойки (2) при извлечении стыковочного хомута (4) в целях его ремонта или иной необходимости и соответственно первым, при установке стыковочного хомута (4) обратно на его место в ПСУ. При выполнении данных операций стыковочный демпфер (27) обеспечивает восприятие ударных нагрузок. Тем самым взаимодействие между фронтальной пластиной (12, 22) и соответствующей ей стороной соединительного хомута (4) при их сближении будет обеспечиваться посредством только одного стыковочного демпфера (27). Как следствие, снижаются ударные нагрузки на элементы ПСУ, а его массовые характеристики повышаются незначительно ввиду возможности использования только одного демпфера.

Таким образом, вследствие того, что стыковочный демпфер (27) расположен с двух сторон соединительного хомута (4) между направляющими штифтами (26) и смещен вниз относительно отверстия для соединительной втулки (20) снижается вероятность повреждения как самого соединительного хомута (4), так и фронтальных пластин (12, 22) при извлечении и установки соединительного хомута (4).

В результате, обеспечивается возможность восприятия ударных нагрузок на соединительный хомут без существенного повышения массовых характеристик ПСУ, а, следовательно, снижается вероятность поломки соединительного хомута и обеспечивается возможность удержания в допустимых пределах временных ресурсов, затрачиваемых на соединение, из-за снижения вероятности простоя оборудования вследствие такой поломки.

Как показано на фиг. 5 и фиг. 6 опорная часть (8) оконечного устройства (1) содержит:

боковые пластины (31), зафиксированные под углом, например 5 градусов, относительно вертикальной плоскости и образующие направляющий конус, для посадочной балки (3), облегчающий операцию спуска ввиду сниженного требования точности операции;

передний (32) и задний (33) посадочные стержни, расположенные между боковыми пластинами (31) и выполненные с возможностью взаимодействия с ответными им передней (34) и задней (35) фронтальными пластинами посадочной балки (3) с их противоположных сторон соответственно;

переднюю (36) и заднюю (37) посадочные пластины, расположенные между боковыми пластинами (31) и обеспечивающие вертикальный упор опорной части (8) на посадочной балке (3).

При этом передний (32) стержень расположен ниже заднего (33) стержня, передняя посадочная пластина (36) расположена выше задней пластины (37), а передние стержни и пластины расположены дальше задних по оси от места стыковки втулок (11, 20) подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля. Такое расположение посадочных стержней (32, 33) и посадочных пластин (36, 37), а также фронтальных пластин (34, 35) обеспечит точную посадку опорной части (8) оконечного устройства (1) на посадочную балку (3) и последующее самовыравнивание втулки (11) оконечного устройства (1) и втулки (20) стойки (2), что в значительной мере упрощает операцию монтажа оконечного устройства (1).

Кроме того, на переднем (32) и заднем (33) посадочных стержнях может быть выполнен продольный плоский срез цилиндрической поверхности с целью увеличения контактной поверхности стержень-пластина и распределения нагрузок на контактную пару стержень-пластина при осуществлении операций соединения, а именно - подтягивания с помощью съемного инструмента подтягивания (7) выдвижной части (10) оконечного устройства (1) к стойке (2) ПСУ.

Кроме того, как показано на фиг. 7, для надежной фиксации инструмента подтягивания (7) в ложементе (15) выполнено полукольцевое углубление для посадки в него соответствующего кольцевого выступа съемного инструмента подтягивания (7), при этом в ложементе (15) и кольцевом выступе съемного инструмента подтягивания (7) выполнены отверстия (39) для штифтов-фиксаторов.

Как показано на фиг. 8 уплотнительное кольцо (5), располагается между втулками (11, 20) и обеспечивает вместе с коническими поверхностями втулок (11, 20) в процессе обжатия соответствующими пазами обжимающих сегментов (40) соединительного хомута (4) герметизацию соединения подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля. Втулки (11, 20) закреплены на фронтальных пластинах (14, 22) посредством фиксирующих полуколец (41, 42) соответственно.

Указанное уплотнительное кольцо (5) располагается во втулке (11) подводного трубопровода (12), который вместе с оконечным устройством (1) спускается к месту соединения с втулкой (20) трубопровода (21) нефтегазодобычного модуля. Для этого во втулке (11) может быть выполнено специальное углубление, служащее для зацепления с крепежными средствами такого кольца (5). Также размещение уплотнительного кольца (5) во втулке (12) может быть осуществлено любым другим доступным способом.

Способ осуществления соединения при помощи предлагаемого ПСУ.

Предложенное ПСУ обеспечивает соединение подводного трубопровода (12) и трубопровода (21) подводного нефтегазодобычного модуля способом, включающим три основных этапа:

a) Наведение и спуск оконечного устройства (1);

b) Подготовка к осуществлению соединения;

c) Осуществление соединения.

Этап «Наведение и спуск оконечного устройства (1)» включает в себя следующую последовательность действий:

- Размещают на фронтальной пластине (22) стойки (2) соединительный хомут (4) (стойка (2) и посадочная балка (3) при этом либо размещаются на нефтегазодобычном модуле заблаговременно, например, при помощи ТНПА или иных средств установки, либо входят в состав самого такого модуля);

- Посредством ТНПА устанавливают съемный направляющий шест (5) в средство (23) для установки съемного направляющего шеста посадочной балки (3) стойки (2);

- Спускают оконечное устройство (1) с обеспечением взаимодействия направляющей воронки (13) его опорной части (8) с вершиной съемного направляющего шеста (6), после чего перемещают оконечное устройство (1) вдоль съемного направляющего шеста (6) до момента посадки опорной части (8) оконечного устройства (1) на посадочную балку (3).

Этап «Подготовка к осуществлению соединения» заключается в том, что устанавливают съемный инструмент подтягивания (7) на ложемент (15) фиксированной части (9) оконечного устройства (1) с обеспечением взаимодействия одного из концов его штока с фронтальной пластиной (14) выдвижной части (10) оконечного устройства (1). При этом для фиксации инструмента подтягивания (7) на ложементе (15) используют штифты-фиксаторы заводимые при помощи ТНПА или иными средствами в отверстия (39) на ложементе (15) и соответствующие им отверстия на выступе инструмента подтягивания (7) для блокировки перемещения последнего. После установки съемного инструмента подтягивания (7) на ложемент (15) осуществляют разблокировку фиксатора (16) обеспечивающего фиксацию выдвижной части (10) относительно фиксированной части (9) путем его поворота на 180 градусов в полукруглом пазу (38).

Этап «Осуществление соединения» включает в себя следующую последовательность действий:

- Подают гидравлическую жидкость с ТНПА для приведения в действие съемного инструмента подтягивания (7), представляющего собой, например, гидроцилиндр, с обеспечением выдвижения его штока и перемещения выдвижной части (10) оконечного устройства (1) относительно фиксированной части (9) по направлению к стойке (2) до контакта втулок (11, 20) подводного трубопровода (12) и трубопровода (21) подводного нефтегазодобычного модуля (иными словами подтягивают их друг к другу при помощи инструмента подтягивания (7)). Одновременно с этим при перемещении выдвижной части (10) обеспечивают вхождение направляющих стержней (19) в гнезда (25) с последующим упором стыковочного демпфера (27) соединительного хомута (4) в ответную ему фронтальную пластину (14) выдвижной части (10);

- Осуществляют обжатие втулок (11, 20) и размещенного между ними уплотнительного кольца (5) при помощи соединительного хомута (4), обеспечивая тем самым герметизацию соединения. Обжатие втулок (11, 20) частей трубопровода осуществляют, в частности, закрытием обжимающих сегментов (40) соединительного хомута (4) с применением съемного вращательного инструмента, управляемого ТНПА, обеспечивая пластическую деформацию уплотнительного кольца (5). Тем самым соединительный хомут приводится в действие посредством съемного вращательного инструмента, управляемого ТНПА. В результате втулки (11, 20) подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля соединяются между собой.

В случае необходимости обслуживания соединительного хомута (4) оконечное устройство (1) отодвигается от стойки (2) для разблокировки горизонтального перемещения соединительного хомута (4) путем осуществления обратной операции, а именно - путем втягивания штока инструмента подтягивания (7) (подача гидравлической жидкости с ТНПА в реверсную камеру гидроцилиндра инструмента) и, соответственно, втягивания выдвижной части (10) оконечного устройства (1) обратно в фиксированную (9). В результате ПСУ возвращается в положение, которое оно имело сразу после спуска оконечного устройства (1) на посадочную балку (3). После чего при помощи ТНПА могут проводиться все необходимые операции с соединительным хомутом (4), в том числе его перемещение и замена.

Таким образом, предложенный способ соединения и используемое в нем ПСУ в силу описанных выше конструктивных особенностей, обеспечивают сокращение времени требуемого на проведение операции соединения, повышение надежности самого устройства при минимальных конструктивных изменениях его составных частей и тем самым снижение вероятности простоя оборудования. В частности, обеспечивается возможность восприятия ударных нагрузок на соединительный хомут без существенного повышения массовых характеристик ПСУ, а, следовательно, снижается вероятность поломки соединительного хомута и обеспечивается возможность удержания в допустимых пределах временных ресурсов, затрачиваемых на соединение, из-за снижения вероятности простоя оборудования вследствие такой поломки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к подводным соединительным устройствам (ПСУ), предназначенным для соединения подводных трубопроводов, а также способу их соединения. Устройство включает оконечное устройство, стойку, посадочную балку, соединительный хомут, уплотнительное кольцо, съемный направляющий шест и съемный инструмент подтягивания. Соединительный хомут выполнен с возможностью соединения подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля путем обжатия их втулок и включает направляющие штифты для его соединения с фронтальными пластинами стойки и оконечного устройства. На каждой из фронтальной и задней сторон соединительного хомута установлен только один стыковочный демпфер, размещенный между направляющими штифтами и смещенный вниз относительно отверстия для соединительной втулки. Для соединения трубопроводов сначала осуществляют спуск оконечного устройства на дно к ранее размещенным там стойке и посадочной балке. После чего перемещают выдвижную часть оконечного устройства с размещенной в ней втулкой трубопровода к ответной втулке трубопровода, размещенной на стойке, и производят фиксацию втулок обжимающими сегментами соединительного хомута. Технический результат заключается в обеспечении восприятия ударных нагрузок на соединительный хомут без существенного повышения массовых характеристик ПСУ, снижении вероятности поломки соединительного хомута и простоя оборудования вследствие такой поломки. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Подводное соединительное устройство (ПСУ), включающее оконечное устройство (1), стойку (2), посадочную балку (3), соединительный хомут (4), уплотнительное кольцо (5), съемный направляющий шест (6) и съемный инструмент подтягивания (7),

при этом оконечное устройство (1) размещено на конце стыкуемого подводного трубопровода (12) и содержит

опорную часть (8) для взаимодействия с посадочной балкой (3), имеющую направляющую воронку (13) для взаимодействия оконечного устройства (1) со съемным направляющим шестом (6),

фиксированную часть (9), закрепленную на опорной части (8) и имеющую ложемент (15) для съемного инструмента подтягивания (7) с выдвигающимся штоком;

выдвижную часть (10), имеющую фронтальную пластину (14) и выполненную с возможностью перемещения относительно фиксированной части (9) посредством съемного инструмента подтягивания (7), шток которого воздействует на фронтальную пластину (14) выдвижной части (10), перемещая соединительную втулку (11) стыкуемого подводного трубопровода (12), размещенную на фронтальной пластине (14), по направлению к ответной соединительной втулке (20) трубопровода (21) подводного нефтегазодобычного модуля,

стойка (2) размещена на подводном нефтегазодобычном модуле и содержит фронтальную пластину (22) с размещенной на ней соединительной втулкой (20), соединенной с трубопроводом (21) подводного нефтегазодобычного модуля, по направлению к которой в процессе соединения ПСУ перемещается фронтальная пластина (14) с размещенной на ней соединительной втулкой (11) стыкуемого подводного трубопровода (12),

посадочная балка (3) также размещена на подводном нефтегазодобычном модуле, предназначена для взаимодействия с опорной частью (8) оконечного устройства (1) и включает средства (23) для установки съемного направляющего шеста (6),

соединительный хомут (4) выполнен с возможностью соединения подводного трубопровода (12) и трубопровода (21) подводного нефтегазодобычного модуля путем обжатия втулок (11, 20) после перемещения втулки (12) ко втулке (21) посредством выдвижной части (10) оконечного устройства (1) и включает

стыковочный штифт (29), размещенный на кронштейне (28), служащий для взаимодействия с оборудованием для монтажа и демонтажа соединительного хомута (4), и

направляющие штифты (26) с целью обеспечения возможности фиксации соединительного хомута (4) на фронтальной пластине (22) стойки (2) или фронтальной пластине (14) оконечного устройства (1) при помощи поворотных фиксаторов (18, 24) соответственно,

при этом на фронтальной и задней сторонах соединительного хомута (4) имеется только один стыковочный демпфер (27), размещенный между направляющими штифтами (26) и смещенный вниз относительно отверстия для соединительной втулки (20),

уплотнительное кольцо (5) размещается в процессе соединения ПСУ между втулками (11, 20) и обеспечивает вместе с коническими поверхностями втулок (11, 20) в процессе обжатия соответствующими пазами обжимающих сегментов (40) соединительного хомута (4) герметизацию соединения подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля.

2. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что стыковочный демпфер (27) выполнен в виде цилиндрической втулки со сферической фронтальной поверхностью.

3. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что средства (23) установки съемного направляющего шеста (6) на посадочной балке (3) выполнены в виде гнезда (23), имеющего возможность установки в него съемного направляющего шеста (6).

4. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что втулки (11, 20) закреплены на фронтальных пластинах (14, 22) посредством фиксирующих полуколец (41, 42).

5. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что стыковочный штифт (29) установлен на соединительном хомуте (4) посредством кронштейна (28).

6. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что фиксация направляющих штифтов (26) соединительного хомута (4) во фронтальных пластинах (14, 22) осуществляется посредством поворотных фиксаторов (18, 24) соответственно.

7. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что опорная часть (8) оконечного устройства (1) содержит:

боковые пластины (31), зафиксированные под углом относительно вертикальной плоскости и образующие направляющий конус, для посадочной балки (3);

передний (32) и задний (33) посадочные стержни, расположенные между боковыми пластинами (31) и выполненные с возможностью взаимодействия с ответными им передней (34) и задней (35) фронтальными пластинами посадочной балки (3) с их противоположных сторон соответственно;

переднюю (36) и заднюю (37) посадочные пластины, расположенные между боковыми пластинами (31) и обеспечивающие вертикальный упор опорной части (8) на посадочной балке (3),

при этом передний стержень (32) расположен ниже заднего стержня (33), передняя посадочная пластина (36) расположена выше задней пластины (37), а передние стержни и пластины расположены дальше задних по оси от места стыковки втулок (11, 20) подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля.

8. Подводное соединительное устройство по п. 7, отличающееся тем, что боковые пластины (31) опорной части (8) зафиксированы под углом 5 градусов относительно вертикальной плоскости.

9. Подводное соединительное устройство по п. 7, отличающееся тем, что на переднем (32) и заднем (33) посадочных стержнях выполнен продольный плоский срез цилиндрической поверхности.

10. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что фиксированная часть (9) оконечного устройства (1) содержит фиксатор (16), выполненный с возможностью фиксации выдвижной части (10) относительно фиксированной части (9).

11. Подводное соединительное устройство по п. 10, отличающееся тем, что фиксатор (16) представляет собой штифт, выполненный с возможность поворота на 180 градусов и входящий в одном из своих положений в ответный полукруглый паз (38) выдвижной части (10) с возможностью фиксации последней.

12. Подводное соединительное устройство по пп. 6, 10 или 11, отличающееся тем, что поворот фиксаторов (18, 24, 38) осуществляется посредством подводного инструмента-ключа.

13. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что в ложементе (15) для съемного инструмента подтягивания (7) выполнено полукольцевое углубление для посадки в него соответствующего кольцевого выступа съемного инструмента для подтягивания (7).

14. Подводное соединительное устройство по п. 13, отличающееся тем, что в ложементе (15) и кольцевом выступе съемного инструмента подтягивания (7) выполнены отверстия (39) для штифтов-фиксаторов.

15. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что оконечное устройство (1) содержит направляющие стержни (19), закрепленные на его фронтальной пластине (14) и выполненные с возможностью вхождения в гнезда (25), выполненные на фронтальной пластине (22) стойки (2).

16. Подводное соединительное устройство по п. 1, отличающееся тем, что герметизация соединения осуществляется посредством обжатия конических поверхностей втулок (11, 20) подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля и уплотнительного кольца (5), размещаемого между втулками (11, 20), соответствующими пазами обжимающих сегментов (40) соединительного хомута (4).

17. Способ соединения подводного трубопровода и подводного нефтегазодобычного модуля посредством подводного соединительного устройства (ПСУ), включающего оконечное устройство (1), стойку (2), посадочную балку (3), соединительный хомут (4), уплотнительное кольцо (5), съемный направляющий шест (6) и съемный инструмент подтягивания (7), характеризующийся тем, что

размещают на фронтальной пластине (22) стойки (2) соединительный хомут (4), на каждой из сторон которого имеется только один стыковочный демпфер (27), размещенный между направляющими штифтами (26) и смещенный вниз относительно отверстия для соединительной втулки (20) , при этом обжимающие сегменты (40) находятся в открытом положении и направляющие штифты (26) соединительного хомута (4) фиксируются посредством поворотных фиксаторов (24),

устанавливают съемный направляющий шест (5) в средство (23) для установки съемного направляющего шеста посадочной балки (3) стойки (2),

спускают оконечное устройство (1) с обеспечением взаимодействия направляющей воронки (13) его опорной части (8) с вершиной съемного направляющего шеста (6), после чего перемещают оконечное устройство (1) вдоль съемного направляющего шеста (6) до момента посадки опорной части (8) оконечного устройства (1) на посадочную балку (3),

устанавливают съемный инструмент подтягивания (7) на ложемент (15) фиксированной части (9) оконечного устройства (1) с обеспечением взаимодействия одного из концов его штока с фронтальной пластиной (14) выдвижной части (10) оконечного устройства (1),

приводят в действие съемный инструмент подтягивания (7) с обеспечением выдвижения его штока и перемещения выдвижной части (10) оконечного устройства (1) относительно фиксированной части (9) по направлению к стойке (2) до контакта втулок (11, 20) подводного трубопровода и трубопровода подводного нефтегазодобычного модуля,

при перемещении выдвижной части (10) обеспечивают вхождение направляющих стержней (19) в гнезда (25) с последующим упором стыковочного демпфера (27) соединительного хомута (4) в ответную ему фронтальную пластину (14) выдвижной части (10),

осуществляют обжатие втулок (11, 20) и размещенного между ними уплотнительного кольца (5) при помощи соединительного хомута (4), тем самым обеспечивая герметизацию соединения.

18. Способ соединения по п. 17, отличающийся тем, что установку съемного направляющего шеста (6) в гнезде (23) посадочной балки (3) осуществляют посредством телеуправляемого необитаемого подводного аппарата (ТНПА).

19. Способ соединения по п. 17, отличающийся тем, что съемный инструмент подтягивания (7) представляет собой гидроцилиндр, а приведение его в действие осуществляют посредством подачи гидравлической жидкости с ТНПА.

20. Способ соединения по п. 17, отличающийся тем, что при перемещении фронтальной пластины (11) выдвижной части (10) относительно фронтальной пластины (22) стойки (2) обеспечивается вхождение направляющих стержней (19) оконечного устройства (1) в гнезда (25), выполненные на фронтальной пластине (22) стойки (2).

21. Способ соединения по п. 17, отличающийся тем, что осуществляют установку уплотнительного кольца (5) между поверхностями втулок (11, 20) частей трубопровода.

22. Способ соединения по п. 21, отличающийся тем, что обжатие втулок (11, 20) частей трубопровода осуществляют закрытием обжимающих сегментов (40) соединительного хомута (4) с применением съемного вращательного инструмента, управляемого ТНПА, обеспечивая пластическую деформацию уплотнительного кольца (5).

23. Способ соединения по п. 17, отличающийся тем, что после установки съемного инструмента подтягивания (7) на ложемент (15) осуществляют разблокировку фиксатора (16), обеспечивающего фиксацию выдвижной части (10) относительно фиксированной части (9).