Apparatus and methods for connecting a first subsea component (1000, 1220) with a further subsea component (1310) are disclosed. The apparatus for connecting the first component (1000, 1220) with the further component (1310) comprises a tool member (700, 1210) releasably securable to the first component (1000, 1220), at least one first guide member (1010) for guiding the first component (1000, 1220) into alignment with the further component (1310), and at least one magnetic field generating element (720) for selectively urging the first component (1000, 1220) into an interlocked state with the further component (1310).
F16L 1/26 - Réparation ou assemblage des tuyaux sur ou sous l'eau
E21B 33/038 - Connecteurs utilisés sur les têtes de puits, p. ex. pour relier l'obturateur anti-éruption et la colonne montante dans l'eau
B63C 11/52 - Outillage spécialement adapté au travail sous l'eau, non prévu ailleurs
E21B 43/013 - Raccordement d'une colonne de production à une tête de puits sous l'eau
B25B 27/10 - Outils à main ou outillage d'établi, spécialement conçus pour assembler ou séparer des pièces ou des objets, que cela entraîne ou non une certaine déformation, non prévus ailleurs pour assembler des objets par ajustage à la presse, ou pour les détacher pour emmancher des raccords dans des tuyaux souples ou manches
B25B 27/16 - Outils à main ou outillage d'établi, spécialement conçus pour assembler ou séparer des pièces ou des objets, que cela entraîne ou non une certaine déformation, non prévus ailleurs pour assembler des objets autrement que par ajustage à la presse, ou pour les détacher pour décoller des brides
A method and apparatus for detecting pipe entrenchment or upheaval of a flexible pipe and/or the presence of an external feature to the flexible pipe. The method includes helically winding a temperature sensing element around a layer of a flexible pipe, helically winding a heating element around a layer of a flexible pipe, heating the heating element to a pre-determined temperature, measuring the temperature at at least two locations along the flexible pipe, comparing the measured temperature response at the at least two locations, and making a determination, from the comparison of measured responses, regarding the exterior vicinity of the pipe at one of the at least two locations.
G01K 1/143 - SupportsDispositifs de fixationDispositions pour le montage de thermomètres en des endroits particuliers pour la mesure de la température de surfaces
3.
WELLHEAD APPARATUS, ASSEMBLY AND METHOD FOR SUPPORTING DOWNHOLE TUBING
A wellhead assembly (100) comprises a wellhead apparatus (10) having a tubular body (16) defining an axial throughbore (18), a tubing hanger (12) for supporting downhole tubing (14) and associated downhole tools and equipment within the wellhead assembly (10), and more particularly orientating the tubing hanger (12) relative to a conductor (36). The wellhead apparatus (10) comprises a tubing hanger alignment arrangement (32) which in the illustrated apparatus (10) takes the form of a helical profile provided in an axial throughbore (18) of the tubular body (16). The tubing hanger alignment arrangement (32) is configured to engage an alignment arrangement (34) of the tubing hanger (12) so as to orient the tubing hanger (12) relative to the wellhead apparatus (10) as the tubing hanger (12) is run into the tubular body (16).
E21B 33/035 - Têtes de puitsLeur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
E21B 33/043 - Têtes de tubageSuspension des tubages ou des colonnes de production dans les têtes de puits spécialement adaptées aux têtes de puits sous l'eau
A method and apparatus are disclosed for indicating one or more characteristics associated with a power factor for a power line. The apparatus includes at least one feedback element for coupling to a power line that delivers electrical power from an Alternating Current (AC) source to a load and for providing a first feedback voltage that represents a voltage provided by the power line; at least one further feedback element for coupling to the power line for providing a further feedback voltage that represents a current provided by the power line; and at least one impedance element, having an electrical impedance, wherein a first potential difference across the impedance element that is responsive to a potential difference between the first feedback voltage and the further feedback voltage, indicates a characteristic associated with a power factor for the power line.
A steel wire comprising the following elements: 0.30 - 0.80 wt % carbon, 0.25 - 0.45 wt% silicon, 0.20 - 0.70 wt% manganese, 0.008 - 0.020 wt% titanium, 0.001 - 0.004 wt% zirconium, wherein at least 50% of the microstructure of the steel wire comprises structures that are sufficiently small to be unresolvable at a magnification of 300X.
C21D 6/00 - Traitement thermique des alliages ferreux
C21D 9/52 - Traitement thermique, p. ex. recuit, durcissement, trempe ou revenu, adapté à des objets particuliersFours à cet effet pour fils métalliquesTraitement thermique, p. ex. recuit, durcissement, trempe ou revenu, adapté à des objets particuliersFours à cet effet pour bandes métalliques
C21D 1/30 - Recuit d'homogénéisation pour détruire les tensions internes
C22C 38/02 - Alliages ferreux, p. ex. aciers alliés contenant du silicium
C22C 38/04 - Alliages ferreux, p. ex. aciers alliés contenant du manganèse
C22C 38/14 - Alliages ferreux, p. ex. aciers alliés contenant du titane ou du zirconium
C21D 8/06 - Modification des propriétés physiques par déformation en combinaison avec, ou suivie par, un traitement thermique pendant la fabrication de barres ou de fils
A pipeline apparatus comprising a pipe body. The pipe body includes an annular cavity between annular innermost and outermost fluid impermeable barrier layers. The pipe body further includes a plurality of armour wires which extend along at least part of the length of the pipe body in the annular cavity. The plurality of armour wires include a first armour wire which is electrically isolated from the other armour wires along at least part of the length of the armour wires. The pipe body also includes a measurement device which is arranged to electrically couple to the first armour wire at a first end of the pipe body. The measurement device is arranged to measure the electrical impedance of the first armour wire, wherein variation of the electrical impedance of the first armour wire is indicative of a defect of the first armour wire.
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
G01M 3/18 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour raccords ou étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour soupapes
G01M 3/40 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation de moyens électriques, p. ex. par observation de décharges électriques
A subsea communication network and a method of communicating is disclosed. The subsea communication network is arranged in a topology having an A side and a B side. The network includes a plurality of subsea control modules (SCMs) each comprising a respective first side subsea electronics module (SEM) connected to a further side SEM via an internal communication link, a first side surface modem unit (SMU) and a further side SMU and a first side surface power supply module (PSM) and a further side surface PSM each connected to each SCM. At least two of the SEMs sharing a common side allocation in each of the first and further sides of the network are connected together via a point-to-point communication link.
A flexible pipe for subsea transportation of production fluids, a method of manufacturing flexible pipe body and a method of providing corrosion protection to armour wires of at least one tensile armour layer of a flexible pipe having a breached pipe annulus are disclosed. The flexible pipe comprises a fluid retaining layer, an outer sheath and at least one tensile armour layer comprising a plurality of helically wound monofilament armour wires of a first material, each having a non-circular cross section with an aspect ratio of greater than 1:2 disposed between the fluid retaining layer and the outer sheath. The tensile armour layer further comprises at least one helically wound elongate anode element substantially having a cross-section aspect ratio of 1:1 and comprising a further material, interposed between armour wires, the anode element cross section having an area that is 50% or less of a corresponding area of said non-circular cross section.
A venting apparatus for a subsea flexible pipe and a method of installing a venting apparatus is disclosed. The venting apparatus comprises a venting conduit configured for positioning through a polymer shield layer of a flexible pipe body. The venting conduit provides a venting passage therethrough and a vent cap is provided in operable connection with the venting conduit. The vent cap is for positioning on a radially outer side of the polymer shield layer. The vent cap comprises a one-way fluid valve for allowing fluid to flow in a direction from the vent passage out of the one-way fluid valve.
A method and apparatus for securing an end region of a tensile armour wire within a flexible pipe end fitting and a method of terminating flexible pipe body in an end fitting are disclosed. The apparatus comprises a rigid support body comprising at least one anchoring surface and including a slit between a first abutment surface of the support body and a further abutment surface of the support body that is spaced apart from the first abutment surface. Each abutment surface comprises a respective toothed region including teeth and a space between teeth of the first and further abutment surfaces is narrower at a root end of the slit proximate to a base region of the rigid support body than at an open mouth end of the slit distal to the base region. The space proximate to the base region comprises a region having a width that is equal to between 1.0 and 0.90 times a wire width of a tensile armour wire that has a width of between 2 and 10 mm.
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
Apparatus for securing an end region of a tensile armour wire within a flexible pipe end fitting, a method of securing an end region of at least one flexible pipe body tensile armour wire to an anchoring element and a method of terminating flexible pipe body in an end fitting are disclosed. The apparatus for securing an end region of a tensile armour wire within a flexible pipe end fitting comprises a rigid support body comprising at least one anchoring surface, at least one rotatable element comprising at least one first tooth member, supported on the support body and rotatable about a first axis of rotation with respect to the rigid support body and at least one abutment element disposed in a spaced apart relationship with the rotatable element. The rotatable element is rotatable about the first axis of rotation in a first direction of rotation, to permit a tensile armour wire end region of a tensile armour wire for a flexible pipe to be moved in a first direction between the rotatable element and the abutment element, and in a counter rotation direction of rotation when the armour wire end region is urged in a further direction opposite to the first direction, for preventing movement of the armour wire in the further direction.
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
F16B 2/18 - Brides ou colliers, c.-à-d. dispositifs de fixation dont le serrage est effectué par des forces effectives autres que la résistance à la déformation inhérente au matériau dont est fait le dispositif utilisant des cames, des leviers, des excentriques ou des rotules
F16G 11/10 - Agrafes à fermeture rapidePinces serrant uniquement dans un sens
A method and apparatus for securing an end region of a tensile armour wire within a flexible pipe end fitting and a method of terminating flexible pipe body in an end fitting are disclosed. The apparatus comprises a rigid housing comprising at least one anchoring surface and partially enclosing a chamber region, at least one captive element, within the chamber region, that is moveable away from an inlet opening in the housing when a free end region of a tensile armour wire is urged through the inlet opening into the housing, and towards the inlet opening when a tensile armour wire is pulled out from the inlet opening away from the housing. The chamber region comprises a tapered zone having a narrow end region proximate to the inlet opening that receives the captive element when it is moved towards the inlet opening for preventing subsequent movement of the housing with respect to the tensile armour wire in a direction towards a free end of the tensile armour wire.
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
F16B 2/14 - Brides ou colliers, c.-à-d. dispositifs de fixation dont le serrage est effectué par des forces effectives autres que la résistance à la déformation inhérente au matériau dont est fait le dispositif utilisant des coins
F16B 2/16 - Brides ou colliers, c.-à-d. dispositifs de fixation dont le serrage est effectué par des forces effectives autres que la résistance à la déformation inhérente au matériau dont est fait le dispositif utilisant des rouleaux ou des billes
F16G 11/10 - Agrafes à fermeture rapidePinces serrant uniquement dans un sens
A method of determining an estimated flow rate for at least one phase of a multi-phase fluid flowing from a subsea well; a subsea well; and a system for determining an estimated flow rate for at least one phase of a multi-phase fluid flowing from a subsea well are disclosed. The method of determining an estimated flow rate for at least one phase of a multi-phase fluid flowing from a subsea well comprises determining a mass or volumetric flow rate of a fluid in a completion or production tree of a subsea well; determining a Water Liquid Ratio (WLR) of said a fluid via a water sampling device; determining an upstream fluid pressure and an upstream fluid temperature of said a fluid at a location upstream of a production choke valve in the subsea production tree via at least one pressure sensor element and at least one temperature sensor element of the subsea production tree; determining a downstream fluid pressure and a downstream fluid temperature of a fluid at a location downstream of the production choke valve via at least one pressure sensor element and at least one temperature sensor element of the subsea production tree; determining a downhole fluid pressure and a downhole fluid temperature of said a fluid via at least one pressure sensor element and at least one temperature sensor element located downhole in the completion; and providing each of the determined mass or volumetric flow rate, water liquid ratio, upstream fluid pressure, upstream fluid temperature, downstream fluid pressure, downstream fluid temperature, downhole fluid pressure and downhole fluid temperature as respective inputs for a statistical estimator unit and, via the statistical estimator unit, determining an estimated flow rate for each of at least one phase of fluid flowing downstream of the choke valve.
E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
G01F 1/00 - Mesure du débit volumétrique ou du débit massique d'un fluide ou d'un matériau solide fluent, dans laquelle le fluide passe à travers un compteur par un écoulement continu
A flexible pipe body for a flexible pipe for transporting production fluid from a sub-sea location is disclosed. The flexible pipe body comprises an inner sheath layer (102) for retaining fluid within a bore of the flexible pipe body and an outer sheath layer (108) provided radially outwardly of the inner sheath layer (102). An abrasion layer (160) is provided radially outwardly of the outer sheath layer (108) for protecting the outer sheath layer (108) against abrasion damage. A reinforcement layer (150) is provided between the outer sheath layer (108) and the abrasion layer (160), for protecting the outer sheath layer (108) against impact damage. The reinforcement layer (150) comprises a plurality of filaments that are woven, braided, knitted or otherwise intertwined.
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
F16L 57/06 - Protection des tuyaux ou d'objets de forme similaire contre les dommages ou les usures internes ou externes contre l'usure
G01M 3/16 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique
G01M 3/18 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour raccords ou étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour soupapes
A rigid valve block body (210) and a method for determining fluid flow direction are disclosed. The valve block body (210) includes a first fluid inlet (300) and a further fluid inlet (310) at opposed sides of a rigid valve block body (210). A first fluid outlet (400) of the valve block body and a further fluid outlet (410) of the valve block body are disposed in a spaced apart relationship. A first V-shaped fluid communication passageway (420) comprises two passageway portions (432, 434) each extending within the valve block body from a first common root region proximate to the first fluid inlet. A further V-shaped fluid communication passageway comprises two further passageway portions each extending within the valve block body away from a further common root region proximate to the further fluid port. An end region of each passageway portion of the first V-shaped fluid communication passageway meets an end region of a respective passageway portion of the further V-shaped fluid communication passageway proximate to a respective fluid outlet.
A subsea system, a communication system for determining operation of at least one subsea actuator member, and apparatus for controlling one or more valves are disclosed. The subsea system comprises at least one auxiliary equipment and/or valve actuator module; and at least one modem unit that receives power signals; wherein the auxiliary equipment is responsive to an output provided by the modem unit.
A buoyancy compensating assembly (500) and method of deploying a riser assembly are disclosed. The buoyancy compensating (assembly 500) for connection to a portion of flexible pipe, comprises at least one rigid buoyancy module (502) for connection to a riser; and at least one regulating element (590) configured to control the pressure within the at least one rigid buoyancy module 502 in use.
A method and apparatus are disclosed for providing auxiliary equipment at a subsea location. The apparatus includes a housing including at least one wet mate receptacle connector and at least one wet mate plug connector spaced apart from the receptacle connector, at least one electronic auxiliary device in the housing, at least one connector member extending through a portion of the housing connecting at least one connection element of the wet receptacle connector to a respective at least one connection element of the wet plug connector; wherein the auxiliary device is connected to the connector member in the housing to thereby connect the auxiliary device to the connector member.
Disclosed herein is an elongate tape element that has a cross section comprising a substantially planar region, associated with a primary plane, that extends from a first bent edge region of the cross section. The elongate tape element also has a corrugated region that extends from a respective end region of the planar region to a remaining edge region of the cross section. The corrugated region comprises a first deep corrugation and at least one further deep corrugation.
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
F16L 11/16 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs faites d'enroulements de bandes ou de lanières profilées
A method and apparatus are disclosed for reducing flow induced vibration in at least one subsea structure. The method comprises the steps of, via at least one subsea acoustic sensor (190), detecting at least one characteristic associated with acoustic energy in sea water proximate to the sensor (190), responsive to the detected characteristic, varying at least one operational parameter of a fluid flowing along a fluid flow pathway associated with a pipe member (160).
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
E21B 47/09 - Localisation ou détermination de la position d'objets dans les trous de forage ou dans les puitsIdentification des parties libres ou bloquées des tubes
E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
G01V 1/38 - SéismologieProspection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées aux zones recouvertes d'eau
21.
A CONTROL SYSTEM AND A METHOD FOR MONITORING A FILTER IN AN UNDERWATER HYDROCARBON WELL FACILITY
A control system (204) for monitoring a filter (2a, 2b) in a subsea control module (SCM) (202) of an underwater hydrocarbon well is presented. The control system includes an upstream pressure transducer (10a, 10b) disposed upstream of a filter of the SCM and configured to sense an upstream pressure. The control system further includes a downstream pressure transducer (8) disposed downstream of the filter and configured to sense a downstream pressure. Furthermore, the control system includes a subsea electronics module (SEM) (11) coupled to the upstream pressure transducer and the downstream pressure transducer. The SEM is configured to determine average pressure differential values at different instances based on the upstream pressure and the downstream pressure. Moreover, the control system also includes a master control station (MCS) (112) coupled to the SEM and configured to predict a filter maintenance generate an indication of the predicted filter maintenance due time for an operator of the underwater hydrocarbon well.
E21B 33/035 - Têtes de puitsLeur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
B01D 29/60 - Filtres à éléments filtrants stationnaires pendant la filtration, p. ex. filtres à aspiration ou à pression, non couverts par les groupes Leurs éléments filtrants combinés dans une même structure à des dispositifs de commande de la filtration
E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
E21B 43/01 - Procédés ou dispositifs pour l'extraction de pétrole, de gaz, d'eau ou de matériaux solubles ou fusibles ou d'une suspension de matières minérales à partir de puits spécialement adaptés à l'extraction à partir d'installations sous l'eau
An element (1) for a bend restrictor, the element (1) comprises a first part (2) and a second part (3) which together provide a cavity for receipt of a flexible pipe, in use, the two parts (2, 3) are pivotably connected together at a first portion thereof (4; 6) and are releasably coupled or couplable together at a second portion thereof (5; 7). Successive elements may be secured together to form a bend restrictor.
F16L 57/02 - Protection des tuyaux ou d'objets de forme similaire contre les dommages ou les usures internes ou externes contre la fissuration ou le flambement
E21B 17/01 - Colonnes montantes pour têtes de puits immergées
F16L 1/12 - Pose ou récupération des tuyaux sur ou sous l'eau
F16L 1/235 - Appareils pour le contrôle des tuyaux pendant la pose
F16L 3/10 - Supports pour tuyaux, pour câbles ou pour conduits de protection, p. ex. potences, pattes de fixation, attaches, brides, colliers entourant pratiquement le tuyau, le câble ou le conduit de protection fractionnés, c.-à-d. à deux éléments en prise avec le tuyau, le câble ou le conduit de protection
23.
Calibration apparatus and sensitivity determining module for virtual flow meter and associated methods
The present disclosure relates to a calibration device for calibrating a virtual flow meter of a production system. The production system includes components for transferring fluid, where the virtual flow meter is configured to estimate a flow rate of the fluid based on property values of the components and values of variable parameters of the components. The calibration device includes a sensitivity determining module configured to calculate a first sensitivity, where the first sensitivity is used to indicate a degree of change of the values of the variable parameters relative to disturbance of the property values, and a calibration module configured to calibrate the virtual flow meter according to the first sensitivity.
G01F 25/00 - Test ou étalonnage des appareils pour la mesure du volume, du débit volumétrique ou du niveau des liquides, ou des appareils pour compter par volume
G01F 1/34 - Mesure du débit volumétrique ou du débit massique d'un fluide ou d'un matériau solide fluent, dans laquelle le fluide passe à travers un compteur par un écoulement continu en utilisant des effets mécaniques en mesurant la pression ou la différence de pression
G01F 5/00 - Mesure d'une fraction du débit volumétrique
G01F 9/00 - Mesure du débit volumétrique par rapport à une autre variable, p. ex. du combustible liquide pour un moteur
24.
APPARATUS AND METHOD FOR CONVEYING A TOOL INTO AND/OR FROM A WELL INSTALLATION
An apparatus (10; 110; 310) for conveying a tool (12; 112; 312) into and/or from a well installation (W) comprises a conveying arrangement (16; 116; 316) configured for coupling to a housing (14; 114; 314) for receiving the tool to be conveyed (12; 112; 312). The conveying arrangement (16; 116; 316) includes an actuator arrangement (28; 128; 328) configurable between a retracted configuration and an extended configuration. The apparatus (10; 110; 310) is configured for location on a wellhead (WH) of the well installation (W), movement of the actuator arrangement (28; 128; 328) between the retracted configuration and the extended configuration moving the tool to be conveyed (12; 112; 312) into and/or from the housing (14; 114; 314) and thus into and/or from the well installation (W).
E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p. ex. actionnés par explosion
An elongate tape element, a flexible pipe body and method of producing a flexible pipe body are disclosed. The tape element (508) has a cross-sectional profile comprising a body portion (510) for being positioned between collapse resistant tape windings (501) such that each body portion (510) lies at least partially in a gap (512) between adjacent collapse resistant tape windings (501); and at least one wing portion (516) extending from an end region of the body portion, the at least one wing portion configured to span the gap and respectively abut with a radially inner surface of an adjacent collapse resistant tape winding.
F16L 11/16 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs faites d'enroulements de bandes ou de lanières profilées
F16L 11/14 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
B21C 37/12 - Fabrication de tubes ou de tuyaux métalliques à jonction hélicoïdale
F16L 57/02 - Protection des tuyaux ou d'objets de forme similaire contre les dommages ou les usures internes ou externes contre la fissuration ou le flambement
B29C 53/04 - Cintrage ou pliage de plaques ou de feuilles
Embodiments of the present disclosure include a system for directing the flow of fluids via a production tree. The production tree extends upwardly from a lower surface to an upper surface and at least partially enclosing an upper section of a production bore and an upper section of an annulus bore, wherein one of a lower section and the upper section of the production bore includes a first production valve, the upper section of the production bore includes a second production valve, and the upper section of the annulus bore includes a second annulus valve.
Embodiments of the present disclosure include a system for directing the flow of fluids via a production tree. The production tree extends upwardly from a lower surface to an upper surface and at least partially enclosing an upper section of a production bore and an upper section of an annulus bore, wherein one of a lower section and the upper section of the production bore includes a first production valve, the upper section of the production bore includes a second production valve, and the upper section of the annulus bore includes a second annulus valve.
Methods and apparatus are disclosed. The apparatus includes a substantially cylindrical mount body (350) comprising a first open mouth at a first end of the cylindrical body (350) and a further open mouth at a remaining end of the cylindrical body, a substantially cylindrical inner surface, and an outer surface that includes a plurality of spaced apart substantially parallel recessed regions that extends circumferentially around the body, wherein the cylindrical body (350) is tapered at each end and at least one securing element is located between the recessed regions.
F16L 11/16 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs faites d'enroulements de bandes ou de lanières profilées
C23F 13/06 - Détails structurels ou assemblages d'appareillages pour protection cathodique
A flexible pipe body and a method of providing electrical continuity are disclosed. The flexible pipe body comprises a first armour layer formed from a helical winding of a metal tape element, a further armour layer formed from a helical winding of a further metal tape element, and at least one intermediate layer between the first and further armour layers, said intermediate layer comprising a helically wound electrically insulating tape element (8000, 8001, 8002, 8003, 8004) and a helically wound electrically conductive tape element (8100, 8101, 8102, 8103, 8104).
F16L 11/16 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs faites d'enroulements de bandes ou de lanières profilées
31.
PROVISION OF ELECTRICAL CONTINUITY AND/OR RADIAL SUPPORT
Flexible pipe body, a flexible pipe and a method of manufacturing pipe body are disclosed. The flexible pipe body comprises a tensile armour layer and a supporting layer radially outside, or radially inside, and in an abutting relationship with the tensile armour layer. The supporting layer comprises a helically wound constraining tape element and a helically wound electrically conductive tape element.
F16L 58/00 - Protection des tuyaux ou des accessoires pour tuyaux contre la corrosion ou l'entartrage
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
F16L 11/16 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs faites d'enroulements de bandes ou de lanières profilées
A power screw mechanism comprising a drive screw, a main shaft, and a clutch disposed between the drive screw and the main shaft. The clutch is configured to provide a frictional engagement between the drive screw and main shaft within a first range of torques applied to the drive screw, such that rotation of the drive screw causes rotation of the main shaft over the first range of torques. The clutch is further configured to slip out of frictional engagement between the drive screw and main shaft within a second range of torques applied to the drive screw, such that rotation of the drive screw does not cause rotation of the main shaft over the first range of torques. The second range of torques is greater in magnitude than the first range of torques.
The disclosure relates to a clamping device and method of securing a clamping device. The clamping device is suitable for clamping an elongate member, and includes a body portion for surrounding the elongate element and configured to apply a compressive force on the elongate member. The body portion includes at least two outwardly curved plates.
E21B 17/01 - Colonnes montantes pour têtes de puits immergées
F16L 1/23 - Appareils pour la mise en tension des tuyaux
F16L 3/10 - Supports pour tuyaux, pour câbles ou pour conduits de protection, p. ex. potences, pattes de fixation, attaches, brides, colliers entourant pratiquement le tuyau, le câble ou le conduit de protection fractionnés, c.-à-d. à deux éléments en prise avec le tuyau, le câble ou le conduit de protection
A method and apparatus for detecting pipe entrenchment or upheaval of a flexible pipe and/or the presence of an external feature to the flexible pipe are disclosed. The method includes helically winding a temperature sensing element (204) around a layer of a flexible pipe; helically winding a heating element (206) around a layer of a flexible pipe; heating the heating element to a pre-determined temperature; measuring the temperature at at least two locations along the flexible pipe; comparing the measured temperature response at the at least two locations; and making a determination, from the comparison of measured responses, regarding the exterior vicinity of the pipe at one of the at least two locations.
F16L 1/12 - Pose ou récupération des tuyaux sur ou sous l'eau
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
F16L 11/12 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec agencements pour usages particuliers, p. ex. spécialement profilés, avec couche protectrice, chauffés, conducteurs d'électricité
A method and apparatus are disclosed. The apparatus includes a securing element body comprising a first elongate weakened region in the body extending along a respective first weakened region axis, a further elongate weakened region substantially orthogonal to the first weakened region axis and located proximate to a first end of the first weakened region, and a still further elongate weakened region substantially orthogonal to the first weakened region axis and located proximate to a remaining end of the first weakened region, wherein the further and still further weakened regions are disposed in a substantially parallel spaced apart relationship to provide at least one deformable region in the securing element body on a respective side of the first elongate weakened region.
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
F16B 37/02 - Écrous ou pièces similaires avec entrées de filetage faits d'un matériau en feuille mince
A method and apparatus are disclosed. The method includes the steps of providing an elongate sheet having a uniform thickness and a first and further spaced apart long edge, to a first pair of a plurality of spaced apart pairs of opposed forming roller elements, and via the pairs of roller elements, progressively forming a cross-sectional profile in the sheet that comprises a body portion comprising a folded central region of the sheet and a first and further wing portion that each extend away from the body portion and terminate at a respective long edge of the sheet, and securing adjacent regions of the wing portions and/or opposed regions of the body portion together thereby providing a windable elongate tape element having laterally immobilised wing portions.
A remotely operated vehicle comprising a flying lead orientation tool (1) and a mating tool (2), wherein the mating tool is connected to the remotely operated vehicle via the flying lead orientation tool, wherein said flying lead orientation tool comprises a first part of a locking mechanism (3), said mating tool comprises a second part of the locking mechanism (4), said first part engaging with the second part to secure the mating tool to the flying lead orientation tool in use, and wherein the locking mechanism comprises a retaining means, said retaining means permitting the disengagement of the first and second parts when the retaining means is in a first position, said retaining means preventing the disengagement of the first and second parts when the retaining means is in a second position, wherein the retaining means is biased into the first position by a biasing means.
A method of making a flexible pipe layer, which method comprises: commingling polymer filaments and carbon fibre filaments to form an intimate mixture, forming yarns of the commingled filaments, forming the yarns into a tape, and applying the tape to a pipe body to form a flexible pipe layer.
B32B 5/08 - Produits stratifiés caractérisés par l'hétérogénéité ou la structure physique d'une des couches caractérisés par les caractéristiques de structure d'une couche comprenant des fibres ou des filaments les fibres ou filaments d'une couche étant disposés d'une certaine manière ou étant faits de substances différentes
B32B 27/08 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique comme seul composant ou composant principal d'une couche adjacente à une autre couche d'une substance spécifique d'une résine synthétique d'une sorte différente
B32B 27/12 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique adjacente à une couche fibreuse ou filamenteuse
B29C 53/56 - Enroulement et assemblage, p. ex. enroulement en spirale
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
D02G 3/16 - Filés ou fils faits de substances minérales
A method for providing a flexible pipe 100 is disclosed. The method comprises the steps of receiving a nominal internal diameter as an indicated design parameter of project-specific design requirements for a flexible pipe, and responsive to the indicated design parameter, providing a fabrication specification for manufacturing flexible pipe body, including a carcass layer and at least one smoothing insert disposed between adjacent hoop-like elements of the carcass layer to smooth a radially inner surface of the carcass layer, having an effective internal diameter less than said nominal internal diameter.
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
F16L 11/16 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs faites d'enroulements de bandes ou de lanières profilées
Apparatus, flexible pipe body and methods are disclosed. The apparatus comprising at least one connector body comprising a first restraining arm portion and an opposed further restraining arm portion, each extending outwardly away from a common intersecting region of the connector body and comprising a respective locking surface, and at least one support arm portion that extends from the common intersecting region substantially perpendicular to the opposed arm portions and terminates with a flared end portion providing an abutment surface, wherein a distance between the common intersecting region and an abutment surface is less than 60% of said predetermined thickness.
A vent arrangement for a flexible pipe body. The vent arrangement comprises a vent valve and an annular region flushing valve. The vent valve is arranged to couple to an annular region access port of a flexible pipe end fitting such that the vent valve can vent fluid from the pipe body annular region. The annular region flushing valve is in fluid communication with the vent valve and the annular region access port. The annular region flushing valve is arranged to inject fluid into the vent arrangement for flushing the vent valve, the annular region access port or the pipe body annular region. An end fitting incorporating the vent arrangement, a flexible pipe comprising the end fitting and a flexible pipe body coupled to the end fitting, and a method of manufacturing a flexible pipe are also disclosed.
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
F16L 11/12 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec agencements pour usages particuliers, p. ex. spécialement profilés, avec couche protectrice, chauffés, conducteurs d'électricité
A method and apparatus are disclosed for providing erosion protection to self-interlocking windings of a carcass layer of a flexible pipe. The method includes the steps of, via a wound sacrificial insert located over at least a portion of an inner facing surface of self-interlocking windings of a carcass layer, shielding at least a flow facing edge region of each self- interlocking winding from abrasive elements carried by a bore fluid flowing along a bore of the flexible pipe from an upstream to a downstream location.
A device for measuring the rate of flow of a fluid comprising. The device comprises a heating element, a housing, and a detector. The heating element is located in an interior of said housing, the housing defining a first thermal path from the heating element to a first region of an exterior of the housing and a second thermal path from the heating element to a second region of the exterior of the housing. The detector is configured to detect a property associated with transfer of heat from the heating element to the exterior of the housing. The first thermal path has a first thermal conductivity and the second thermal path has a second thermal conductivity. The first thermal conductivity is greater than the second thermal conductivity. The first region of the exterior of the housing is smaller than the second region of the exterior of the housing.
An actuator apparatus (10) for a valve (12), such as a subsea choke valve, comprises an actuator (16) for actuating the valve (12) and an override apparatus (18). The override apparatus (18) is disposed laterally of the actuator (16) and is coupled to the actuator (16) by a transmission system including a chain (32), the actuator (16) permitting the actuator (16) to be operated by a secondary actuation mechanism, such as by a remotely operated vehicle (ROV).
E21B 33/035 - Têtes de puitsLeur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
E21B 34/04 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les têtes de puits dans les têtes de puits situées sous l'eau
F16K 3/02 - Robinets-vannes ou tiroirs, c.-à-d. dispositifs obturateurs dont l'élément de fermeture glisse le long d'un siège pour l'ouverture ou la fermeture à faces d'obturation planesGarnitures d'étanchéité à cet effet
F16K 31/00 - Moyens de fonctionnementDispositifs de retour à la position de repos
A hose such as a flexible riser (10) comprises a generally cylindrical tubular structure with at least one layer (18, 20) of steel ligaments near the outer surface, the steel ligaments being enclosed within a tubular layer (30, 32, 34) comprising polymeric material; the flexible hose also incorporates a multiplicity of sensing coils (40) embedded within the tubular layer, each such sensing coil being a flat coil lying in a plane substantially parallel to the adjacent layer (20) of steel ligaments, so that an axis of the coil orthogonal to the plane of the flat coil (40) extends in a radial direction relative to the hose (10). Each such sensing coil (40) may form part of an electronic module (35) that also incorporates a signal processing circuit (41, 42) and an RF power-receiving and data-transmission circuit (43). When that portion of the hose (10) is subjected to an alternating magnetic field, signals from the sensing coils (40) can be analysed to deduce information about the stress in the steel ligaments.
G01N 27/90 - Recherche ou analyse des matériaux par l'emploi de moyens électriques, électrochimiques ou magnétiques en recherchant des variables magnétiques pour rechercher la présence des criques en utilisant les courants de Foucault
E21B 17/01 - Colonnes montantes pour têtes de puits immergées
A method and apparatus are disclosed for determining a bending radius of a flexible pipe. The apparatus includes at least one bend sensor element comprising an elongate flexible substrate and at least one bend sensitive element on the substrate that has at least one electrical characteristic that is responsive to angular displacement of the substrate. The apparatus also comprises a flexible crush resistant elongate housing that supports and surrounds the bend sensor element.
G01B 5/30 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de techniques mécaniques pour mesurer la déformation dans un solide, p. ex. indicateur de déformation mécanique
G01B 5/12 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de techniques mécaniques pour mesurer des diamètres des diamètres intérieurs
G01B 7/16 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de techniques électriques ou magnétiques pour mesurer les déformations dans un solide, p. ex. au moyen d'une jauge de contrainte à résistance
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
A gas production line comprising: an inlet; an outlet; and a wet gas condenser connected between the inlet and the outlet, wherein the wet gas condenser comprises: a condensing chamber; a condensing surface; and a collecting chamber, wherein, in use, water vapour in wet gas passing over the condensing surface is condensed into liquid water, said liquid water flowing along a predetermined flow path into the collecting chamber.
E21B 43/01 - Procédés ou dispositifs pour l'extraction de pétrole, de gaz, d'eau ou de matériaux solubles ou fusibles ou d'une suspension de matières minérales à partir de puits spécialement adaptés à l'extraction à partir d'installations sous l'eau
B01D 53/00 - Séparation de gaz ou de vapeursRécupération de vapeurs de solvants volatils dans les gazÉpuration chimique ou biologique des gaz résiduaires, p. ex. gaz d'échappement des moteurs à combustion, fumées, vapeurs, gaz de combustion ou aérosols
E21B 43/34 - Aménagements pour séparer les matériaux produits par le puits
F28B 3/00 - Condenseurs dans lesquels la vapeur d'eau ou autre vapeur vient en contact direct avec l'agent de refroidissement
A sealing arrangement for an oil and/or gas well, comprising a rotation portion and a sealing portion. Rotation of the rotation portion causes the sealing portion to engage a surface of the oil and/or gas well so as to substantially form a seal therebetween.
A subsea high integrity pipeline protection system comprising a fluid inlet, a fluid outlet, a first barrier valve connected between the fluid inlet and the fluid outlet, a second barrier valve connected between the first barrier valve and the fluid outlet, and a bypass circuit which allows fluid to circumvent the barrier valves when closed, wherein the bypass circuit includes first and second bypass valves connected in series, and a third bypass valve connected in parallel to the second bypass valve.
F17D 1/20 - Aménagements ou ensembles de dispositifs pour influencer ou modifier les caractéristiques dynamiques des systèmes, p. ex. pour amortir les pulsations dues à l'ouverture ou à la fermeture des vannes
F17D 3/01 - Dispositions pour la surveillance ou la commande des opérations de fonctionnement pour commander, signaler ou surveiller le transfert d'un produit
F17D 3/12 - Dispositions pour la surveillance ou la commande des opérations de fonctionnement pour injecter une composition dans le conduit
F17D 5/00 - Protection ou surveillance des installations
A hydraulic accumulator monitoring system comprising: a hydraulic input 2; a hydraulic output 3; at least one hydraulic accumulator 4 connected between the hydraulic input and the hydraulic output; a flowmeter 10 connected between the hydraulic input and the at least one accumulator; and a processor connected to the flowmeter to receive measurements taken by the flowmeter, wherein the processor is operable to infer the stored volume of accumulated hydraulic fluid within the accumulator from the received flowmeter measurements.
A pressure control system (10) for an oil or gas well, comprising: a moveable member (105, 205) moveable between an open configuration in which fluid is permitted to flow from a first region of the well to a second region of the well and a closed configuration in which fluid flow from the first region to the second region is prevented; a biasing member (110, 210) configured to urge the moveable member towards the closed configuration; and a pressure controller (120), wherein the pressure controller is arranged to control a pressure that acts on the moveable member to urge the moveable member towards the closed configuration.
A riser assembly and method of installing a riser assembly are disclosed. The riser assembly includes a first attachment element connected to a first portion of flexible pipe and a second attachment element connected to a second portion of flexible pipe. The first attachment element and second attachment element are connected by at least one tether element, via a fixed structure in a configuration such that, in use, in response to movement of the first and second portions of flexible pipe, the tension load at any moment in time, at each attachment element, remains substantially equal.
An actuator 10 for a flow or isolation valve which may be used subsea is disclosed. The actuator comprises a piston 11 arranged to be moved between first and second positions, a hydraulic locking mechanism 12 to lock the piston 11 in the first or second position and an electric motor 16 to move the piston 11 from the first to the second position. An electric motor operated subsea actuator 10 may be relatively inexpensively and reliably remotely controlled by an electrical control line 17 such as an electric cable from the surface for example.
E21B 34/00 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits
F16K 31/04 - Moyens de fonctionnementDispositifs de retour à la position de repos électriquesMoyens de fonctionnementDispositifs de retour à la position de repos magnétiques utilisant un moteur
F16K 35/00 - Dispositions empêchant la mise en action accidentelle ou non autorisée
A safety node 1 for a hydrocarbon extraction facility control system, the node comprising: a hydraulic input 11; a hydraulic output 12; a directional control valve 10 disposed between the hydraulic input and the hydraulic output; and a functional safety electronics module 4 containing a logic solver 6 in operable communication with the directional control valve; wherein the logic solver is configured to operate the directional control valve to permit hydraulic communication between the hydraulic input and the hydraulic output in response to the presence of a given condition and inhibit hydraulic communication between the hydraulic input and the hydraulic output in response to the absence of a given condition.
E21B 33/035 - Têtes de puitsLeur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
E21B 43/01 - Procédés ou dispositifs pour l'extraction de pétrole, de gaz, d'eau ou de matériaux solubles ou fusibles ou d'une suspension de matières minérales à partir de puits spécialement adaptés à l'extraction à partir d'installations sous l'eau
A subsea flying lead (6) containing a fluid line comprising a tubing (7a, 7b), wherein, in use, an electric current is transmitted along the tubing (7a, 7b). Such a flying lead (6) may be used in an apparatus and method for transmitting electricity to a component of an underwater hydrocarbon extraction facility.
A sacrificial breakaway mechanism (1) comprising: a first piece (5) attached to a fixed structure (3); a second piece (6); a plurality of connectors (11, 12) running between the second piece (6) and the fixed structure (3); and a sacrificial element (8) connecting the first piece (5) to the second piece (6), wherein said sacrificial element (8) is configured such that a tensile load exceeding a predetermined threshold exerted on the second piece causes the sacrificial element (8) to break, separating the first piece (5) from the second piece (6) and allowing relative movement therebetween, said relative movement causing a sequential disconnection of the plurality of connectors (11, 12).
E21B 29/12 - Découpage ou destruction de tubes, packers, bouchons ou câbles, situés dans les trous de forage ou dans les puits, p. ex. découpage de tubes endommagés, de fenêtresDéformation des tubes dans les trous de forageRemise en état des tubages de puits sans les retirer du sol spécialement adapté aux installations sous-l'eau
E21B 33/035 - Têtes de puitsLeur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
A hydraulic circuit comprising: a hydraulic input A, a hydraulic output B, a first directional control valve 12 arranged between the hydraulic input and hydraulic output, and a second directional control valve arranged between the hydraulic input and hydraulic output in series with the first directional control valve, wherein the first directional control valve has a first position in which it inhibits the passage of hydraulic fluid from the hydraulic input to the hydraulic output and a second position in which it permits the passage of hydraulic fluid, the second directional control valve has a first position in which it inhibits the passage of hydraulic fluid from the hydraulic input to the hydraulic output and a second position in which it permits the passage of hydraulic fluid, and wherein the first and second directional control valves each require an energy input to be maintained in their respective second positions.
F15B 19/00 - Test des systèmes ou appareils de manœuvre utilisant la pression d'un fluide, dans la mesure où ils ne sont pas prévus ailleurs
F15B 20/00 - Dispositions propres à la sécurité pour systèmes de manœuvre utilisant les fluidesUtilisation des dispositifs de sécurité dans les systèmes de manœuvre utilisant des fluidesMesures d'urgence pour les systèmes de manœuvre utilisant des fluides
A method and apparatus are disclosed for re-terminating an end of a flexible pipe. The method comprises removing at least one original end fitting component (310, 335) from a multicomponent end fitting, secured to flexible pipe body at an end of a flexible pipe, leaving a retained portion (330, 360) of the end fitting in situ and subsequently securing at least one superseding end fitting component (310, 335) to the retained portion thereby providing a new fluid tight seal against a fluid retaining layer of the flexible pipe at a new sealing location axially displaced from an original sealing location.
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
F16L 53/00 - Chauffage des tuyaux ou des systèmes de tuyauxRefroidissement des tuyaux ou des systèmes de tuyaux
F16L 55/07 - Aménagement ou montage de dispositifs, p. ex. soupapes, pour ventiler ou aérer ou purger
G01M 3/00 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide
59.
APPARATUS AND METHOD FOR TERMINATING FLEXIBLE PIPE BODY
A method and apparatus are disclosed for terminating flexible pipe body. The apparatus comprises an end fitting core portion (330), an end fitting termination portion (310) and a spacer ring member (335) locatable between the core portion (330) and the termination portion (310) for maintaining a whole anterior end surface of the core portion (330) and an opposed whole posterior end surface of the termination portion (310) in a spaced apart relationship.
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
60.
FLEXIBLE PIPE COMPONENTS AND METHOD OF MANUFACTURE OF FLEXIBLE PIPE
Flexible pipe comprising a flexible pipe body (100) including a tensile armour layer (105, 106), an end fitting body (301) and an outer sleeve (412) arranged about the pipe body (100) adjacent the tensile armour layer (106) and within the end fitting body (301), the tensile armour layer (106) comprising a plurality of metallic wires (312) having a helically wound portion and a splayed portion, wherein a body (420) of durable electrically insulating material is arranged between the tensile armour layer (106) and the outer sleeve (412) effective substantially to prevent contact between the tensile armour layer(106) and the outer sleeve (412).
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
61.
ETHERNET DISTRIBUTED PASSIVE OPTICAL NETWORKING FOR SUBSEA SYSTEMS
A method for routing communications signals at an underwater hydrocarbon extraction facility, comprises the steps of: i) providing a routing module at an underwater location, the routing module comprising a passive wavelength division demultiplexer 30, ii) sending wavelength division multiplexed communications signals to the routing module from a surface location via an input optical fibre 29, iii) demultiplexing said wavelength division multiplexed communications signals using the passive wavelength division demultiplexer 30 to produce a plurality of demultiplexed output communications signals, and iv) outputting the output demultiplexed communications signals via respective output optical fibres 31.
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
H04B 10/25 - Dispositions spécifiques à la transmission par fibres
H04J 14/02 - Systèmes multiplex à division de longueur d'onde
An underwater hydrocarbon extraction facility (2) including a plurality of actuators (3, 4, 5), wherein each of the actuator (3, 4, 5), comprises: an electric motor arranged to operate the actuator; communication means configured to receive communication signals; and a controller (12) connected to the communication means and the electric motor, said controller (12) being operable to activate the electric motor in response to a received communication signal.
E21B 33/035 - Têtes de puitsLeur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
A wellhead assembly includes a tubular housing assembly having a housing sidewall, an axial bore, and a housing annulus passage extending from the axial bore through the housing sidewall. A tubing hanger is secured to a string of tubing and is selectively landed in the housing assembly. The tubing hanger has a vertical bore in fluid communication with the axial bore. A vertical tree assembly is selectively landed on the housing assembly, the vertical tree assembly having a tree member located axially above the tubing hanger. The tree member has a lateral bore for directing a flow of production fluid from a well. A tree annulus passage extends through a sidewall of the tree member. An external annulus passage extends external of the tree member and the housing assembly and is in fluid communication with the housing annulus passage and the tree annulus passage.
E21B 33/035 - Têtes de puitsLeur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
E21B 33/043 - Têtes de tubageSuspension des tubages ou des colonnes de production dans les têtes de puits spécialement adaptées aux têtes de puits sous l'eau
A pipeline apparatus comprising a flexible pipe body and a detection apparatus. The flexible pipe body includes an optical fiber extending at least partially along the length of the flexible pipe body, the optical fiber being encased in a metal tube. The detection apparatus comprises an optical sensor and an electrical sensor. The optical sensor is coupled to a first end of the optical fiber, the optical sensor being arranged to inject optical pulses into the optical fiber and to detect scattered or reflected light. The electrical sensor is coupled to a first end of the metal tube and to detect variation of an electrical impedance between the first end of the metal tube and a separate terminal. Variation of the scattered or reflected light, or impedance variation, is indicative of a potential pipe body defect.
G01M 3/18 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour raccords ou étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour soupapes
G01M 3/38 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation de la lumière
A riser assembly and method of supporting a riser assembly are disclosed. The riser assembly includes a riser;at least one buoyancy compensating element attached to the riser; and at least one damped biasing element for controlling movement of the riser about a neutral position with respect to an adjacent underwater structure. The biasing element is directly or indirectly connected to the riser and is directly or indirectly connectable to the adjacent underwater structure.
E21B 17/01 - Colonnes montantes pour têtes de puits immergées
F16L 1/18 - Pose ou récupération des tuyaux sur ou sous l'eau sur le fond les tuyaux ayant la forme d'un S ou d'un J et étant sous tension pendant la pose
F16L 1/19 - Pose ou récupération des tuyaux sur ou sous l'eau sur le fond les tuyaux ayant la forme d'un S ou d'un J et étant sous tension pendant la pose les tuyaux ayant la forme d'un J
A power switching module 1 comprising: a plurality of input interfaces 3a, 3b, 3c, 3d; a plurality of output interfaces 4a, 4b, 4cx, 4d; a plurality of switches 5a, 5b, 5c, 5d connected between respective ones of the input interfaces and the output interfaces; and a controller 6 operable to selectively open and close the switches, wherein the power switching module is received in a marinised canister 2.
E21B 43/01 - Procédés ou dispositifs pour l'extraction de pétrole, de gaz, d'eau ou de matériaux solubles ou fusibles ou d'une suspension de matières minérales à partir de puits spécialement adaptés à l'extraction à partir d'installations sous l'eau
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
H02H 1/06 - Dispositions pour fournir la puissance d'actionnement
17 - Produits en caoutchouc ou en matières plastiques; matières à calfeutrer et à isoler
37 - Services de construction; extraction minière; installation et réparation
Produits et services
Pipes; flexible pipe and pipe systems (term too vague in the
opinion of the International Bureau – Rule 13(2)(b) of the
Common Regulations); cables; flexible pipeline products
(term too vague in the opinion of the International Bureau – Rule 13(2)(b) of the Common Regulations); pipeline
reinforcing materials; flexible pipe and pipeline products
for use in the oil and gas industry (term too vague in the
opinion of the International Bureau – Rule 13(2)(b) of the
Common Regulations); all the aforesaid goods of metal or
composites made primarily of metal; parts and fittings for
the aforesaid goods; none of the above products for use in
relation to domestic sanitary installations or domestic
waste water conduct systems. Pipes; flexible pipe and pipe systems; reinforced
thermoplastic pipe; cables (term too vague in the opinion of
the International Bureau – Rule 13(2)(b) of the Common
Regulations); flexible pipeline products; pipeline
reinforcing materials; flexible pipe and pipeline products
for use in the oil and gas industry; all the aforesaid goods
not of metal or of composites of plastic and metal (term too
vague in the opinion of the International Bureau – Rule
13(2)(b) of the Common Regulations); parts and fittings for
the aforesaid goods; none of the above products for use in
relation to domestic sanitary installations or domestic
waste water conduct systems. Installation and fitting of pipes, pipelines and other
products for use in the oil and gas industry; information,
advisory and consultancy services, all relating to the
aforesaid services.
68.
A RISER ASSEMBLY AND METHOD OF FORMING A RISER ASSEMBLY
A riser assembly (500) for transporting fluids from a sub-sea location is disclosed. The riser assembly (500) includes a riser (501) having at least one segment of flexible pipe and a plurality of buoyancy compensating elements (511) connected to the riser (501) and connected together in an in-line configuration to form a mid-line buoyancy section (510). The riser assembly (500) also includes at least one buoyancy aid (521) connected to the riser (501) at a position above and spaced apart from the mid-line buoyancy section (510). The at least one buoyancy aid (521) forms a first distributed buoyancy section (520) and is sufficiently buoyant to maintain a tension load on the riser (501) between the first distributed buoyancy section (520) and the mid-line line buoyancy section (510). The riser assembly (500) further includes at least one further buoyancy compensating element (531) connected to the riser (501) at a position above and spaced apart from the first distributed buoyancy section (520) to form a second distributed buoyancy section (530). The second distributed buoyancy section (530) is configured to support a portion of the riser (501) in a wave configuration.
A method of locking a subsea electronics module 2 to a pressure isolation vessel3, said subsea electronics module comprising at least one cammed surface 4 on an outer surface thereof and said pressure isolation vessel comprising at least one cammed surface on an inner surface thereof, the method comprising the steps of: inserting the subsea electronics module into the pressure isolation vessel; and rotating the subsea electronics module in a first direction to cause at least one cammed surface of the subsea electronics module to engage with at least one corresponding cammed surface of the pressure isolation vessel to form an interference fit between the subsea electronics module and the pressure isolation vessel.
A method and apparatus are disclosed for at least partially repairing a defect in a tubular composite layer. The apparatus comprises a plurality of independently movable abutment elements (3820) each supported in a spaced apart relationship via a respective one of at least one support member (3810). Each abutment element is associated with a respective drive axis along which the abutment elements are movable and the drive axes of all abutment elements extend outwardly from a common centre point.
F16L 1/235 - Appareils pour le contrôle des tuyaux pendant la pose
F16L 3/10 - Supports pour tuyaux, pour câbles ou pour conduits de protection, p. ex. potences, pattes de fixation, attaches, brides, colliers entourant pratiquement le tuyau, le câble ou le conduit de protection fractionnés, c.-à-d. à deux éléments en prise avec le tuyau, le câble ou le conduit de protection
F16L 55/17 - Dispositifs pour aveugler les fuites dans les tuyaux ou manches à partir de l'extérieur du tuyau au moyen de bagues, de bandes ou de manchons pressés contre la surface extérieure du tuyau ou de la manche
71.
APPARATUS AND METHOD FOR MANUFACTURING FLEXIBLE PIPE
A method and apparatus for manufacturing a composite layer of a flexible pipe are disclosed. The apparatus comprises a layer inspection station comprising at least one sensor, located down stream of and in an in-line configuration with an extrusion station or pultrusion station or winding station or deposition station for providing a tubular composite layer over an underlying substantially cylindrical surface via a continuous process. The inspection station automatically and continuously determines if at least one parameter of the tubular composite layer satisfies a respective predetermined condition in at least one region of the tubular composite layer as the tubular composite layer is transported proximate to the inspection station and indicates in real time at least one of a type, size and/or location of a defect in the tubular composite layer.
A method, a component part of an end fitting and a preformed member for manufacturing a component part of an end fitting are disclosed. The method comprises the steps of, via an additive process, providing a near net shape (NNS) precursor corresponding to a component part of an end fitting layer-by-layer and subsequently performing at least one post NNS processing operation on the NNS precursor to provide the component part.
B22F 3/105 - Frittage seul en utilisant un courant électrique, un rayonnement laser ou un plasma
B22F 5/10 - Fabrication de pièces ou d'objets à partir de poudres métalliques caractérisée par la forme particulière du produit à réaliser d'articles avec des cavités ou des trous, non prévue dans les sous-groupes précédents
B29C 67/00 - Techniques de façonnage non couvertes par les groupes , ou
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
A method of amplifying an optical signal, the signal being carried by an optical transmission path 4, comprises the steps of: i) providing a pair of electrical -optical data converters 6, 7 in the optical transmission path, including a first electrical -optical data converter for converting an input optical signal from the optical transmission path to an output electrical signal, and a second electrical -optical data converter; and ii) electrically connecting the first and second electrical -optical data converters, so that the second electrical -optical data converter is operable to convert the output electrical signal to an output optical signal for transmission on the optical transmission path.
H04B 10/80 - Aspects optiques concernant l’utilisation de la transmission optique pour des applications spécifiques non prévues dans les groupes , p. ex. alimentation par faisceau optique ou transmission optique dans l’eau
A riser adapter system (30) for coupling a mono-bore riser to a dual bore subsea wellhead assembly (10) with a main bore and an annulus bore, includes an upper adapter (28) with an upper bore (32) offset from a radially centered point (38) of a downward facing face of the upper adapter. The upper bore is in fluid communication with a riser bore (40) of the mono-bore riser. A lower adapter (42) has a first end selectively mated to the downward facing face of the upper adapter and an opposite facing second end. The lower adapter has a lower bore offset (46) from a central axis of the lower adapter. The downward facing face of the upper adapter and the second end of the lower adapter are alternately mated to the subsea wellhead assembly so that the riser bore is alternately in fluid communication with the main bore and the annulus bore of the subsea wellhead assembly.
E21B 33/038 - Connecteurs utilisés sur les têtes de puits, p. ex. pour relier l'obturateur anti-éruption et la colonne montante dans l'eau
E21B 33/076 - Têtes de puitsLeur mise en place comportant des dispositions pour introduire des objets dans les puits ou pour les en retirer, ou pour y introduire des fluides spécialement adaptés aux installations sous l'eau
A method of manufacturing a configurable pre-machined forging for use with a multiple bore tubing hanger or a mono bore tubing hanger includes providing a configurable common master valve block with a main bore (46) along a main central axis (Ax). After providing the configurable common master valve block, a target subsea assembly is identified that has a mono bore subsea completion with a production bore along a central axis of a tubing hanger, or a multiple bore subsea completion with the production bore offset from the central axis of the tubing hanger. If the target subsea assembly has the mono bore subsea completion, the machining of a lower interface (62) of the common master valve block is centered around the main central axis (Ax). If the target subsea assembly has the multiple bore subsea completion, the machining has an eccentric interface axis (64) that is parallel to, and offset from, the main central axis (Ax).
E21B 33/035 - Têtes de puitsLeur mise en place spécialement adaptées aux installations sous l'eau
E21B 33/043 - Têtes de tubageSuspension des tubages ou des colonnes de production dans les têtes de puits spécialement adaptées aux têtes de puits sous l'eau
E21B 33/047 - Têtes de tubageSuspension des tubages ou des colonnes de production dans les têtes de puits pour colonnes de production multiples
A method and apparatus are disclosed for determining a bending radius of a flexible pipe. The apparatus includes at least one bend sensor element comprising an elongate flexible substrate and at least one bend sensitive element on the substrate that has at least one electrical characteristic that is responsive to angular displacement of the substrate. The apparatus also comprises a flexible crush resistant elongate housing that supports and surrounds the bend sensor element.
G01B 7/16 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de techniques électriques ou magnétiques pour mesurer les déformations dans un solide, p. ex. au moyen d'une jauge de contrainte à résistance
G01B 5/30 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de techniques mécaniques pour mesurer la déformation dans un solide, p. ex. indicateur de déformation mécanique
77.
WET MATE FIBRE OPTIC CONNECTOR, SUBSEA DATA COMMUNICATION SYSTEM AND METHOD
A wet mate optical connector in combination with a wave division multiplexer (9), there being a plurality of input fibre optic cables (4, 5, 6, 7) on an input side of the multiplexer and a fibre optic cable (10) on an output side of the multiplexer connected for providing multiplexed optical signals from the input cables to the wet mate connector. Corresponding subsea data communication system further comprising a power and communication distribution module (11) including a demultiplexer (12) and optical-to-electrical converters (13, 14, 15, 16).
G02B 6/38 - Moyens de couplage mécaniques ayant des moyens d'assemblage fibre à fibre
E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
H04B 10/00 - Systèmes de transmission utilisant des ondes électromagnétiques autres que les ondes hertziennes, p. ex. les infrarouges, la lumière visible ou ultraviolette, ou utilisant des radiations corpusculaires, p. ex. les communications quantiques
H04J 14/02 - Systèmes multiplex à division de longueur d'onde
An optical amplifier comprising: an optical coupler configured to receive a communication signal and couple said communication signal to an optical connector of a doped optical fibre; and at least one electrical to optical data converter connected to the optical coupler to provide pump radiation thereto.
H04B 10/291 - Répéteurs dans lesquels le traitement ou l’amplification est effectuée sans conversion de la forme optique du signal
H04B 13/02 - Systèmes de transmission dans lesquels le milieu de propagation est constitué par la terre ou une grande masse d'eau la recouvrant, p. ex. télégraphie par le sol
A method and apparatus are disclosed for supporting a flexible pipe. The method includes the steps of responsive to a change in at least one condition experienced by a flexible pipe, varying an amount of support provided at at least one location on the flexible pipe.
F16L 3/16 - Supports pour tuyaux, pour câbles ou pour conduits de protection, p. ex. potences, pattes de fixation, attaches, brides, colliers avec disposition particulière permettant au tuyau de bouger
E21B 17/01 - Colonnes montantes pour têtes de puits immergées
F16L 1/16 - Pose ou récupération des tuyaux sur ou sous l'eau sur le fond
F16L 3/26 - Supports pour tuyaux, pour câbles ou pour conduits de protection, p. ex. potences, pattes de fixation, attaches, brides, colliers spécialement adaptés pour le support des tuyaux sur toute leur longueur, p. ex. chenal ou conduite de tuyaux
80.
POWER SWITCHING ARRANGEMENT FOR LINE INSULATION MONITORING
A method of performing line insulation monitoring of a pair of conductor lines (L1, L2) at least partially located in a cable, comprising the steps of: a) providing a first power switch (101) in a first conductor line (L1) of the pair and a second power switch (102) in a second conductor line (L2) of the pair, b) providing a line insulation monitor (27) at a first end of the pair of conductor lines (L1, L2), electrically connected to the pair of conductor lines (L1, L2), c) at the second end of the pair of conductor lines (L1, L2), electrically connecting the first and second conductor lines (L1, L2), d) placing the first and second power switches (101, 102) into a monitoring configuration wherein the first power switch (101) is closed while the second power switch (102) is open, and e) using the line insulation monitor (27) to monitor the insulation of the conductor lines.
A wellhead assembly includes an annulus access valve (AAV) disposed in a wellhead hanger. Upper and lower annulus access bores intersect the bore at upper and lower ports. The AAV includes a body that reciprocates within the bore between open and closed positions. Hydraulic fluid moves the body between the open and closed positions. Axially spaced apart upper and lower apertures are formed through the body outer surface allow communication to a chamber within the body. When in the open position, the upper and lower apertures respectively register with the inlet and outlet ports so that the upper and lower annulus access bores are in communication through the AAV. When in the closed position, a solid portion of the body registers with one of the inlet or outlet ports, thereby blocking communication through the AAV between the upper and lower annulus access bores.
A flexible pipe body comprising an elongate curvature sensor and a tensile armour layer. The elongate curvature sensor incorporates a strain sensor arranged to provide an indication of bending strain applied to the curvature sensor. The tensile armour layer comprises helically wound tensile armour wires. The curvature sensor is positioned within the tensile armour layer helically wound adjacent to at least one tensile armour wire such that bending strain applied to the flexible pipe body is transmitted to the curvature sensor The curvature sensor is smaller than an adjacent tensile armour wire in at least one of depth and width and arranged to slide longitudinally relative to the adjacent tensile armour wire.
G01M 5/00 - Examen de l'élasticité des structures ou ouvrages, p. ex. fléchissement de ponts ou d'ailes d'avions
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
F16L 11/12 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec agencements pour usages particuliers, p. ex. spécialement profilés, avec couche protectrice, chauffés, conducteurs d'électricité
G01B 11/16 - Dispositions pour la mesure caractérisées par l'utilisation de techniques optiques pour mesurer la déformation dans un solide, p. ex. indicateur optique de déformation
A method of detecting an incursion in relation to a subsea asset, comprising providing sensing means in association with the asset to produce an indication in response to the presence of an object, providing processing means to process indications from the sensing means and providing means which use results of the processing to provide an output characteristic of the object.
A method of supplying chemicals to an underwater location via a supply line (1), the method comprising the steps of: at a first end (13) of the supply line, supplying a chemical mixture comprising at least two non-identical chemicals; and at a second end (3) of the supply line, separating the chemical mixture into its constituent chemicals, wherein the first end of the supply line is located at a surface location and the second end of the supply line is located at an underwater location.
E21B 41/00 - Matériel ou accessoires non couverts par les groupes
E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
E21B 37/06 - Procédés ou appareils pour nettoyer les trous de forage ou les puits utilisant des moyens chimiques pour empêcher ou limiter le dépôt de paraffine ou de substances analogues
E21B 43/36 - Aménagements pour la séparation installés sous l'eau
Apparatus and a method are disclosed for limiting contact pressure between a flexible pipe and a bending guide member. The apparatus includes a bending guide member extending over a covered region of a flexible pipe in which the flexible pipe can bend wherein a gap between an inner surface of the bending guide member and an outer surface on the flexible pipe in at least a portion of the covered region is tapered and narrows towards an unconstrained end of the bending guide member.
A detection apparatus and method arranged to detect defects within a flexible pipe at least partially surrounded by seawater. The detection apparatus comprises a seawater electrode, an impedance monitor and a processor. The seawater electrode is arranged to be in contact with seawater surrounding at least part of a flexible pipe. The impedance monitor is arranged to measure the impedance between a metallic structural component of the flexible pipe extending at least partially along the length of the flexible pipe and the seawater electrode in response to an electrical test signal applied to the seawater electrode. The processor is arranged to determine the distance from the seawater electrode to a pipe defect electrically connecting the metallic structural component to seawater using the measured impedance.
G01M 3/18 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour raccords ou étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour soupapes
G01N 17/02 - Systèmes de mesure électro-chimique de l'action due aux intempéries, de la corrosion ou de la protection contre la corrosion
G01N 27/02 - Recherche ou analyse des matériaux par l'emploi de moyens électriques, électrochimiques ou magnétiques en recherchant l'impédance
A hydraulic accumulator assembly (1) in which a hydraulic accumulator (2) is associated with at least one sensing device (4, 7, 11 or 12) configured to provide an indication of the displacement of an internal divider (3 or 10) within the accumulator to provide an indication of the volume of gas within the hydraulic accumulator.
Apparatus for providing a predetermined fluid in a void space (450) of an annulus (320) of a flexible pipe and a method for providing a predetermined fluid in a void space of an annulus are disclosed. The method comprises introducing a predetermined fluid into at least one fluid communication passageway (120), e.g. an elongated conduit, in an annulus (320) of a flexible pipe and, via the passageway (120), communicating the fluid into a void space (450) of the annulus at a plurality of axially spaced apart locations, e.g. via a plurality of spaced apart openings in the wall of the elongated conduit, and at a pressure of less than about around 80 psi.
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
E21B 17/01 - Colonnes montantes pour têtes de puits immergées
E21B 17/18 - Tubes comprenant plusieurs passages pour les fluides
F16L 11/12 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec agencements pour usages particuliers, p. ex. spécialement profilés, avec couche protectrice, chauffés, conducteurs d'électricité
09 - Appareils et instruments scientifiques et électriques
Produits et services
(1) Computer application software for portable devices and computers, namely, software for real time project information visualization and sharing in the Oil and Gas industry
A composite for use in a flexible pipe body, said composite comprising : a first polymer layer, a second polymer layer that is bonded to the first polymer layer, and filler particles that extend from the first polymer layer into the second polymer layer, whereby the particles are partially embedded in both the first and second polymer layers.
B32B 27/08 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique comme seul composant ou composant principal d'une couche adjacente à une autre couche d'une substance spécifique d'une résine synthétique d'une sorte différente
B32B 27/20 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique caractérisée par l'emploi d'additifs particuliers utilisant des charges, des pigments, des agents thixotropiques
B32B 27/30 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique comprenant une résine vinyliqueProduits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique comprenant une résine acrylique
B32B 27/34 - Produits stratifiés composés essentiellement de résine synthétique comprenant des polyamides
A flexible pipe body and method of producing a flexible pipe body, the flexible pipe body including a collapse resistant layer comprising a radially inner surface and a radially outer surface, the radially inner surface comprising a plurality of substantially regular protrusions and/or depressions extending in a direction perpendicular to a tangent of the radially inner surface, for breaking up a boundary layer of fluid flowing along the flexible pipe body in use.
F16L 11/15 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs ondulées
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
E21B 17/01 - Colonnes montantes pour têtes de puits immergées
B31B 19/26 - Mécanismes caractérisés par le fait que les enveloppes ou sacs fabriqués sont rectangulaires et de forme plate, c. à d. avec un fond sans configuration particulière pour tenir compte de l'épaisseur du contenu et ayant des moyens pour plier les feuilles, les flans ou les bandes
92.
Sleeve member, end fitting assembly and method of assembly of flexible pipe
A sleeve member, end fitting assembly, and a method of assembly of a flexible pipe are disclosed. The sleeve member includes a body comprising a substantially cylindrical portion having an inner diameter substantially equal to an outside diameter of a first pipe body layer for overlying the first pipe body layer; and a flange portion extending radially outwards from the body for locating between a further pipe body layer and an end fitting, the further pipe body layer being an armor layer, the flange portion having an outer diameter substantially equal to or greater than the outer diameter of the further pipe body layer.
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
G01M 3/28 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par mesure du taux de perte ou de gain d'un fluide, p. ex. avec des dispositifs réagissant à la pression, avec des indicateurs de débit pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par mesure du taux de perte ou de gain d'un fluide, p. ex. avec des dispositifs réagissant à la pression, avec des indicateurs de débit pour raccords ou joints d'étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par mesure du taux de perte ou de gain d'un fluide, p. ex. avec des dispositifs réagissant à la pression, avec des indicateurs de débit pour soupapes
A method and apparatus are disclosed for monitoring an annulus region of at least one flexible pipe. The apparatus comprises a sampling chamber comprising a sampling zone and a monitoring system that determines a concentration value for at least one target gas species in the sampling zone. The sampling zone is selectively connectable to a one of a plurality of fluid sampling passageways in fluid communication with an annulus region of a respective one, of at least one, flexible pipe, to provide fluid from the annulus region in the sampling zone via the connected sampling passageway.
G01M 3/22 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des révélateurs particuliers, p. ex. teinture, produits fluorescents, produits radioactifs pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des révélateurs particuliers, p. ex. teinture, produits fluorescents, produits radioactifs pour raccords ou étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des révélateurs particuliers, p. ex. teinture, produits fluorescents, produits radioactifs pour soupapes
G01N 1/22 - Dispositifs pour prélever des échantillons à l'état gazeux
G01N 1/26 - Dispositifs pour prélever des échantillons à l'état gazeux avec mesures prises pour l'aspiration à partir de plusieurs endroits
An assembly and method of testing the integrity of a sealing ring of a flexible pipe are disclosed. The method includes locating a first sealing ring adjacent a first collar member and a layer of flexible pipe body; energizing the first sealing ring by urging the sealing ring towards a primary pressure-retaining end fitting component, or by urging the pressure-retaining component towards the sealing ring; locating a second sealing ring adjacent the first collar member and a second collar member; energizing the second sealing ring by urging the sealing ring towards the pressure-retaining component, or by urging the pressure-retaining component towards the sealing ring; and pressurizing the region between the first sealing ring and the second sealing ring through a port extending towards the region to a predetermined pressure of 5 MPa or greater.
F16L 33/18 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches caractérisées par l'emploi de moyens d'étanchéité additionnels
G01M 3/28 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par mesure du taux de perte ou de gain d'un fluide, p. ex. avec des dispositifs réagissant à la pression, avec des indicateurs de débit pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par mesure du taux de perte ou de gain d'un fluide, p. ex. avec des dispositifs réagissant à la pression, avec des indicateurs de débit pour raccords ou joints d'étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par mesure du taux de perte ou de gain d'un fluide, p. ex. avec des dispositifs réagissant à la pression, avec des indicateurs de débit pour soupapes
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
A flexible pipe, a method of testing a seal and an end fitting are disclosed. The flexible pipe comprises a segment of flexible pipe body (100) comprising a first pipe body end and a further pipe body end and at least one end fitting (305) comprising at least one external port (330) and a corresponding fluid communication passageway extending between the port and a location between a pair of spaced apart seal elements (355,360) sealed against at least one internal fluid retaining layer (364) of the flexible pipe body. The fluid communication pathway is pressure resistant to at least about around 1400 psi for communicating pressure between the external port and the location between the pair of spaced apart seal elements.
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
F16L 17/10 - Raccords avec garnitures adaptées à une étanchéité par pression de fluide la garniture étant rendue étanche par la pression d'un fluide autre que celui circulant dans le tuyau ou entourant le tuyau
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
A pipeline apparatus comprising a flexible pipe body and a detection apparatus. The flexible pipe body includes an optical fibre extending at least partially along the length of the flexible pipe body, the optical fibre being encased in a metal tube. The detection apparatus comprises an optical sensor and an electrical sensor. The optical sensor is coupled to a first end of the optical fibre, the optical sensor being arranged to inject optical pulses into the optical fibre and to detect scattered or reflected light. The electrical sensor is coupled to a first end of the metal tube and to detect variation of an electrical impedance between the first end of the metal tube and a separate terminal. Variation of the scattered or reflected light, or impedance variation, is indicative of a potential pipe body defect.
G01M 3/18 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour raccords ou étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour soupapes
G01M 3/38 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation de la lumière
A detection apparatus arranged to detect defects within a flexible pipe body. The detection apparatus comprises an electrical power supply and a first meter. The electrical power supply is arranged to couple between, and to supply current to, first and second electrically conductive members extending at least partially along the length of a flexible pipe body and electrically isolated from one another except for being electrically connected at a point remote from the power supply. The first meter is arranged to detect variation between the current flowing in each electrically conductive member. Detected variation is indicative of a pipe body defect causing an Earth fault along one of the electrically conductive members. A corresponding method, a pipeline apparatus including the detection apparatus and a method of forming the pipeline apparatus are also disclosed.
G01M 3/18 - Examen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour tuyaux, câbles ou tubesExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour raccords ou étanchéité de tuyauxExamen de l'étanchéité des structures ou ouvrages vis-à-vis d'un fluide par utilisation d'un fluide ou en faisant le vide par détection de la présence du fluide à l'emplacement de la fuite en utilisant des moyens de détection électrique pour soupapes
A method of producing a flexible pipe body, said method comprising extruding a polyethylene composition comprising a carbon-carbon thermal initiator to form a tubular layer, cross-linking the tubular layer, and applying an armour layer around the cross-linked tubular layer.
F16L 11/14 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en un matériau rigide, p. ex. en métal ou en matériaux plastiques durs
F16L 11/18 - Manches articulées, p. ex. composées d'une série d'anneaux
F16L 33/01 - Dispositions d'assemblage des manches avec des organes rigidesRaccords rigides pour manches, p. ex. éléments unitaires s'engageant à la fois dans deux manches spécialement adaptées pour des manches ayant une paroi à plusieurs couches
B05D 7/22 - Procédés, autres que le flocage, spécialement adaptés pour appliquer des liquides ou d'autres matériaux fluides, à des surfaces particulières, ou pour appliquer des liquides ou d'autres matériaux fluides particuliers à des surfaces internes, p. ex. à l'intérieur de tubes
A method and apparatus for generating electrical power are disclosed. The method includes the steps of turning turbine blades of at least one turbine provided at a region of a subsea pipe or umbilical via a respective motion of seawater through a swept area associated with the turbine blades and generating electrical power responsive to turning of the turbine blades.
F03B 13/00 - Adaptations des "machines" ou machines motrices pour une utilisation particulièreCombinaisons des "machines" ou machines motrices avec les appareils entraînés ou qu'ils entraînentCentrales électriques ou ensembles machine-appareil
H02K 7/18 - Association structurelle de génératrices électriques à des moteurs mécaniques d'entraînement, p. ex. à des turbines
A flexible pipe comprising a tubular layer comprising a polymer that is crosslinked to a greater degree at an outer region of the tubular layer than at an inner region of the tubular layer, wherein the outer region is defined by the outer surface of the tubular layer to a depth of 5% of the total thickness of the tubular layer and the inner region is defined by the inner surface of the tubular layer to a depth of 5% of the total thickness of the tubular layer.
F16L 11/08 - Manches, c.-à-d. tuyaux flexibles en caoutchouc ou en matériaux plastiques flexibles avec armature noyée dans la paroi
B32B 5/14 - Produits stratifiés caractérisés par l'hétérogénéité ou la structure physique d'une des couches caractérisés par une couche différant en certains endroits du fait de sa constitution ou de sa structure physique, p. ex. plus dense superficiellement
B29C 35/08 - Chauffage ou durcissement, p. ex. réticulation ou vulcanisation utilisant l'énergie ondulatoire ou un rayonnement corpusculaire
